QUALITÀ DEL SERVIZIO DI TRASMISSIONE RAPPORTO ANNUALE PER L ANNO 2017

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1 QUALITÀ DEL SERVIZIO DI TRASMISSIONE RAPPORTO ANNUALE PER L ANNO Giugno

2 Sommario 1. PREMESSA RIFERIMENTI NORMATIVI GLOSSARIO PIANIFICAZIONE DELLA RETE Introduzione Nuove stazioni di trasformazione Piano di rifasamento della rete per il miglioramento dei profili di tensione Livelli previsionali a 5 anni delle potenze di corto circuito massime e minime ai diversi livelli di tensione CONTINUITA DEL SERVIZIO DI TRASMISSIONE Classificazione e registrazione delle interruzioni Indici di continuità del servizio della rete di trasmissione soggetti al meccanismo di incentivazione/penalità ENSR RTN - Energia non fornita di riferimento (MWh) Regolazione individuale della continuità per clienti finali AAT o AT Indici di continuità del servizio della rete di trasmissione monitorati ENSR ALTRI - Energia non fornita di riferimento (MWh) SAIFI + MAIFI - Numero medio di disalimentazioni brevi e lunghe per Utente (n /Utente) ENS - Energia non fornita per le interruzioni con disalimentazioni (MWh) ENR - Energia non ritirata dalle unità di produzione (MWh) AIT - Tempo medio di disalimentazione di sistema (minuti/periodo) DMI - Durata media delle interruzioni con disalimentazioni lunghe per Utente (minuti/utente) ASA - Disponibilità del Servizio della RTN (%) Energia non fornita netta: suddivisione per Cause Interruzioni transitorie sugli Utenti connessi alla RTN QUALITÀ DELLA TENSIONE Caratteristiche della qualità della tensione Campagna di misura Generalità Strumenti di misura Siti interessati alla campagna di misura Livelli registrati della qualità della tensione Buchi di tensione Armoniche Asimmetria Flicker Pst Flicker Plt Variazioni della tensione Variazioni della frequenza Riepilogo confronto livelli misurati con target Monitoraggio microinterruzioni Clienti finali AAT/AT VERIFICA DELLA POTENZA DI CORTO CIRCUITO

3 8. SERVIZI DI INTERROMPIBILITÀ E DI RIDUZIONE ISTANTANEA DEI PRELIEVI DI ENERGIA ELETTRICA PER LA SICUREZZA Ricorso al servizio di interrompibilità e di riduzione istantanea dei prelievi nel corso dell'anno CONTRATTI PER LA QUALITÀ PER GLI UTENTI DELLA RTN INCIDENTI RILEVANTI INTEGRAZIONE DEL RAPPORTO CON ALTRI OUTPUT Elenco delle attività eseguite di cui al comma 39.1 del TIQTRA Elenco dei contributi pubblici Piano europeo di ripresa economica (EERP) POR FESR Campania Programma Operativo Interregionale Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico PON MiSE Imprese e Competitività e POR FESR Sicilia Horizon Programma Operativo Nazionale Ricerca e Innovazione Capacità di trasporto winter peak Capacità di trasporto media disponibile in sede di mercato del giorno prima (MGP) anno Focus indisponibilità capacità di trasporto Descrizione indisponibilità rilevanti di capacità di trasporto ELENCO DEI DOCUMENTI PUBBLICATI DA TERNA APPENDICE A

4 1. PREMESSA Il presente rapporto sulla qualità del servizio di trasmissione è redatto da Terna in conformità a quanto previsto nel Capitolo 11 del Codice di Trasmissione, Dispacciamento, Sviluppo e Sicurezza della Rete (nel seguito: Codice di Rete) in attuazione della Delibera n. 250/04 dell Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (nel seguito: ARERA o Autorità). Il rapporto, in particolare: o evidenzia gli indici di continuità del servizio e gli indici di qualità della tensione, nonché lo stato delle attività volte al miglioramento di tali indici; o confronta i livelli effettivi degli indici di qualità della tensione per l intero sistema e per singola area con i corrispondenti livelli attesi; o riporta le caratteristiche e lo stato di avanzamento delle campagne di misura delle caratteristiche della tensione; o indica i livelli previsionali a 5 anni delle potenze di corto circuito massime e minime ai diversi livelli di tensione, nonché gli esiti della verifica della potenza di corto circuito; o indica gli incidenti rilevanti sulla RTN gli effetti di tali incidenti nonché le misure adottate per la loro gestione e quelle previste per evitare il ripetersi degli stessi; o indica il ricorso effettuato ai servizi di interrompibilità e di riduzione istantanea dei prelievi per la sicurezza nel corso dell anno. Inoltre in ottemperanza alla Delibera dell Autorità n. 884/2017/R/eel il presente rapporto è integrato con i seguenti contributi: a) elenco delle attività propedeutiche alla regolazione output based di cui al comma 39.1 dell Allegato A alla delibera 653/2015 (nel seguito: TIQTRA) eseguite da Terna (cfr. par. 11.1); b) elenco dei contributi pubblici richiesti, aggiudicati e effettivamente ricevuti, con indicazione dei relativi soggetti e strumenti di finanziamento o co-finanziamento (cfr. par.11.2); c) la capacità di trasporto winter peak annuale (orientata) prevista per l anno precedente e l anno corrente per ciascun confine o ciascuna sezione tra zone della rete rilevante (cfr. par.03); 4

5 d) la capacità di trasporto media resa disponibile in sede di mercato del giorno prima, sull arco dell anno precedente e con appropriate differenziazioni per i diversi periodi dell anno (cfr. par ); e) l indicazione delle cause di eventuali riduzioni o indisponibilità della capacità di trasporto (ad esempio: indisponibilità accidentale di componenti di rete) (cfr. 11.5); f) la descrizione delle indisponibilità rilevanti di capacità di trasporto, individuate come indisponibilità superiori a 1000 MW per 100 ore (quindi una riduzione in energia trasportabile equivalente maggiore di 100 GWh) (cfr.11.6). 2. RIFERIMENTI NORMATIVI Codice di Rete Capitolo 11 Qualità del Servizio di Trasmissione Codice di Rete Glossario dei termini Allegato A.8 al Codice di Rete Correnti di corto circuito e tempo di eliminazione dei guasti negli impianti delle reti a tensione uguale o superiore a 120 kv Allegato A.54 al Codice di Rete Classificazione e registrazione delle interruzioni degli utenti direttamente e indirettamente connessi alla RTN Allegato A. 55 al Codice di Rete Caratteristiche di tensione sulla Rete di Trasmissione Nazionale Allegato A. 56 al Codice di Rete Determinazione e verifica dei valori minimi e massimi convenzionali della potenza di cortocircuito per i siti direttamente connessi alla RTN Allegato A.66 al Codice di Rete Procedura per la determinazione dei servizi di mitigazione resi dalle imprese distributrici Delibera n. 250/04 Direttive alla società Gestore della rete di trasmissione nazionale S.p.A. per l'adozione del codice di trasmissione e di dispacciamento di cui al Decreto del Presidente del consiglio dei ministri 11 maggio 2004 Delibera 653/2015/R/EEL e relativo Allegato A Testo Integrato della regolazione output-based del servizio di trasmissione dell energia elettrica, per il periodo di regolazione (nel seguito: TIQTRA) 5

6 Determina 12/2016 DIUC Approvazione delle istruzioni tecniche per la corretta registrazione e documentazione delle interruzioni che interessano la rete di trasmissione nazionale e le reti di distribuzione dell energia elettrica Delibera 884/2017/R/EEL Disposizioni di prima attuazione in materia di meccanismi di incentivazione degli output del servizio di trasmissione 3. GLOSSARIO Di seguito si riportano le principali definizioni richiamate nel presente rapporto. Per ulteriori definizioni si rimanda alla consultazione del Glossario dei termini del Codice di Rete. Anomalia grave: condizione di funzionamento che limita la funzionalità di un componente e che determina l immediato fuori servizio dell elemento di rete su cui è inserito. Apparato di difesa: dispositivo o sistema, appartenente ai piani di difesa, che opera un distacco per intervento automatico o manuale (Relè EAC, BMI, BME, telescatto di generazione, ecc ). Attività di Manutenzione ordinaria: manutenzione preventiva, realizzata con interventi finalizzati al mantenimento ed al ripristino dell efficienza e del buon funzionamento degli elementi della RTN. Attività di Manutenzione urgente: Indisponibilità richieste a seguito della necessità di interventi non prevedibili e non procrastinabili oltre i 7 giorni. Attività di Sviluppo e Rinnovo: lavori programmati, conseguenti ad attività di sviluppo o rinnovo della RTN. Buco di tensione: riduzione temporanea della tensione di alimentazione ad un valore compreso tra il 90% e il 5% della tensione dichiarata Uc. Convenzionalmente la durata del buco di tensione è compresa tra 10 ms e 60 secondi; il buco di tensione può interessare una o più fasi ed è denominato unipolare, bipolare o tripolare se rispettivamente interessa una, due o tre fasi. La profondità di un buco di tensione è definita come differenza tra il valore efficace della tensione minima durante il buco e la tensione dichiarata. Le variazioni di tensione che non riducono la tensione a meno del 90% della tensione Uc non sono considerati buchi. 6

7 La durata di un buco di tensione è la differenza temporale tra l istante di inizio della diminuzione della tensione e l istante nel quale la stessa tensione ritorna entro i limiti. Capacità di trasporto: il flusso di potenza attiva che può essere trasportato tra due porzioni di rete compatibilmente con la sicurezza di funzionamento del sistema elettrico. Casi di sospensione o posticipazione delle operazioni di ripristino per motivi di sicurezza: sono i casi in cui non sussistono le condizioni di sicurezza necessarie allo svolgimento delle operazioni di ripristino della fornitura dettate dalle norme tecniche vigenti in materia di sicurezza o in cui le operazioni di ripristino della fornitura sono impedite o ritardate per applicazione di provvedimenti della protezione civile o di altra autorità competente per motivi di sicurezza. Collegamento in antenna: linea elettrica ad alta e altissima tensione che collega un solo sito appartenente alla RTN ad un solo sito d Utente, il quale a sua volta non è collegato a nessun altro nodo della rete rilevante. Comando e controllo: sistema che consente il telecontrollo e la telegestione della Rete Elettrica. Corrente di cortocircuito monofase a terra: corrente che fluisce dal conduttore della fase guasta del circuito principale verso terra, o verso parti collegate a terra, nel punto di cortocircuito (punto di guasto monofase a terra). Corrente di cortocircuito trifase: corrente che fluisce in ciascun conduttore di fase del circuito principale nel punto di cortocircuito (punto di guasto trifase). Corrente di cortocircuito trifase massima: per il calcolo della corrente massima di cortocircuito in ciascun nodo della rete, i componenti delle reti AAT e AT sono stati considerati tutti in servizio (salvo particolari eccezioni); le reti a 380 kv e 220 kv si trovano in assetto pienamente magliato, mentre le reti a 150 e 132 kv ad isole di esercizio. Per il macchinario di generazione sono state considerate le reattanze subtransitorie dirette. E' stata inoltre applicata la massima utilizzazione possibile del parco di generazione disponibile per l'esercizio. Le correnti di cortocircuito sono state calcolate supponendo la tensione preesistente al guasto pari al 110% della tensione nominale, trascurando le correnti di carico e considerando nulla la resistenza di guasto. 7

8 Corrente di cortocircuito trifase minima convenzionale: il calcolo delle correnti di cortocircuito minime convenzionali è stato effettuato eseguendo una simulazione sulla rete in condizioni ordinarie di esercizio, considerando il parco di generazione effettivamente in parallelo nelle condizioni di minima potenza rotante in servizio. Le correnti di cortocircuito sono state calcolate imponendo la tensione preesistente al guasto pari alla tensione nominale. Il calcolo è inoltre effettuato ipotizzando indisponibile il componente di rete (linea, generatore, trasformatore di interconnessione) che ha maggiore influenza sui valori totali delle correnti di cortocircuito nel punto in esame (Regola A). Il criterio generale suddetto non si è applicato alle sezioni a 150 e 132 kv delle stazioni di interconnessione 380/ kv e 220/ kv. In questi casi la corrente minima convenzionale di cortocircuito è stata calcolata considerando il nodo in esame alimentato da uno solo dei trasformatori di stazione in servizio nelle condizioni ordinarie di esercizio ed annullando ogni altro contributo proveniente dalle linee kv ad esso afferenti (Regola B). Nel caso di impianto connesso in derivazione rigida a T oppure esercito in antenna (per struttura della rete o per motivi legati agli assetti di esercizio ad isole), il calcolo della corrente di cortocircuito minima convenzionale nel nodo è stato eseguito riferendo le Regole A oppure B al primo nodo di alimentazione a monte che disponga di almeno due collegamenti attivi con la restante rete di potenza oppure sia costituito dalla sezione kv di una stazione di interconnessione 380/ kv o 220/ kv. Disalimentazione: qualsiasi interruzione breve o lunga. Qualora due o più interruzioni che interessano lo stesso sito d Utente per la stessa causa e per la stessa origine si susseguano l una dall altra entro 3 minuti (intervallo di tempo tra la fine di una interruzione e l inizio della successiva), vengono accorpate in un unica disalimentazione avente durata pari alla somma delle singole interruzioni e dei predetti intervalli di tempo; Disalimentazione programmata: è una interruzione breve o lunga definita nell ambito e nei tempi previsti dal paragrafo 3.7 del Codice di Rete in materia di programmazione delle indisponibilità e comunicati agli utenti AT interessati nelle medesime tempistiche; 8

9 volta a garantire la sicurezza del sistema elettrico e comunicata agli utenti AT interessati con preavviso di almeno n.3 (tre) giorni lavorativi 1. Energia fornita per mitigazione: energia fornita dall Impresa Distributrice durante la fase di controalimentazione della rete MT a seguito di disalimentazione della Cabina Primaria, calcolata secondo quanto indicato nel doc. Allegato A.66 al Codice di Rete Procedura per la determinazione dei servizi di mitigazione alle Imprese Distributrici. Energia non fornita lorda: energia non fornita per un sito d Utente AAT o AT o MT 2 (sito Utente) a seguito di un evento interruttivo con disalimentazione d utenza, senza tenere conto dell effetto di eventuali controalimentazioni da rete MT. Energia non fornita netta: energia non fornita per un sito d Utente appartenente alla categoria degli impianti alimentanti reti di distribuzione (cabine primarie) a seguito di un evento interruttivo con disalimentazione d utenza, calcolata come differenza tra l energia non fornita lorda e l energia fornita per mitigazione. Energia non ritirata: energia non ritirata dalle unità di produzione per interruzione del punto di immissione. Evento interruttivo: raggruppamento delle disalimentazioni di uno o più impianti di trasformazione AAT/MT o AT/MT, che siano imputabili ad uno stesso evento (es: elettrico, meccanico, meteorologico, ecc...) per il quale si verificano entrambe le seguenti condizioni: - le province coinvolte devono essere tra loro confinanti (senza la necessità che una provincia sia confinante con tutte le altre); gli istanti di accadimento delle disalimentazioni devono essere compresi in un intervallo massimo di 36 ore tra l istante di inizio della prima disalimentazione lunga del primo impianto disalimentato e l istante d inizio dell ultima disalimentazione lunga. Flicker: impressione d instabilità della percezione visiva indotta da uno stimolo luminoso la cui luminanza o la cui distribuzione spettrale fluttua nel tempo. L intensità di questo tipo 1 Nel caso in cui l interruzione con preavviso coinvolga un distributore, è necessario fornire un preavviso al medesimo distributore di almeno 4 giorni lavorativi, in modo da consentire allo stesso di rispettare il termine di 3 giorni lavorativi di preavviso nei confronti dei propri utenti. 2 Per siti Utente MT si intendono quelli che, per la specifica configurazione della rete al contorno, risultano connessi alla RTN. 9

10 di disturbo viene definita in osservanza con il metodo di misura definito nella CEI EN e viene valutata mediante le seguenti quantità: - severità di breve durata del flicker (Pst), misurata in un intervallo di 10 minuti; - severità di lunga durata del flicker (Plt), calcolata a partire da una sequenza di 12 valori di Pst su un intervallo di 2 ore, secondo la formula che segue: P lt = 3 P 12 sti 1 i = 12 Frequenza della tensione: numero di ripetizioni della componente fondamentale della tensione di alimentazione, misurato in un dato intervallo di tempo. Guasto: cedimento di un componente, o parte di esso, che causa la perdita completa della sua funzionalità e che determina l immediato fuori servizio dell elemento di rete su cui è inserito. Incidente rilevante: un evento interruttivo con un valore di energia non fornita netta superiore a 250 MWh. Indisponibilità rilevanti di capacità di trasporto: indisponibilità superiori a 1000 MW per 100 ore (quindi una riduzione in energia trasportabile equivalente maggiore di 100 GWh). Interruzione: è la condizione nella quale la tensione sul punto di prelievo o immissione dell energia elettrica di un utente della rete di trasmissione nazionale è inferiore al 5% della tensione dichiarata su tutte le fasi di alimentazione. Interruzione lunga: interruzione di durata superiore ai 3 minuti. Interruzione breve: interruzione di durata non superiore a 3 minuti e superiore ad 1 secondo. Interruzione transitoria: interruzione di durata non superiore ad 1 secondo. Limite di transito: capacità di trasporto tra due zone di mercato. I limiti di transito estivi hanno validità dal 1 maggio al 30 settembre mentre i limiti di transito invernali hanno validità dal 1 gennaio al 30 aprile e dal 1 ottobre al 31 dicembre. 10

11 Mercato del giorno prima (MGP): sede di negoziazione delle offerte di acquisto e vendita di energia elettrica per ciascun periodo rilevante del giorno successivo a quello della negoziazione. Microinterruzione: interruzioni transitorie, secondo quanto definito nella deliberazione n. 250/04, e i buchi di tensione, di cui alla norma CEI-EN Mitigazione: a seguito di disalimentazioni che non costituiscono incidenti rilevanti o di condizioni di asimmetria di tensione conseguente alla perdita di una fase sulla RTN e che interessano impianti di trasformazione AAT/MT o AT/MT (indicati anche con il termine Cabine Primarie, CP) direttamente connessi alla RTN (esclusi i direttamente connessi alla RTN FSI) si definisce mitigazione il servizio reso da una impresa distributrice per la continuità del servizio per effetto di controalimentazioni da reti MT e/o per effetto dell inserzione di gruppi di generazione mobili. Perturbazione: ai fini del presente documento si intende qualsiasi evento che si verifichi nella rete elettrica e che provochi l'apertura automatica definitiva o non definitiva di almeno un interruttore ad alta e altissima tensione. Potenza di cortocircuito trifase: nei singoli nodi della rete la potenza di cortocircuito () è calcolata con la seguente espressione (norma CEI 11-25): dove: = tensione concatenata nominale della rete [] = corrente di cortocircuito trifase massima nel nodo [] Potenziale incidente rilevante: un evento interruttivo con un valore di energia non fornita lorda superiore a 250 MWh. Rete di connessione: una o più linee elettriche che realizzano il collegamento circuitale tra la rete rilevante e gli impianti degli Utenti della rete. 11

12 Rete magliata: rete ad alta e altissima tensione che consente percorsi alternativi di interconnessione tra due nodi qualsiasi e quindi alimentazione della stessa utenza da linee di rete diverse, assicurando una maggiore continuità di servizio. Rete radiale: rete ad alta e altissima tensione che consente un solo percorso possibile tra un nodo della rete medesima e la rete rilevante. Rete utente: rete ad alta e altissima tensione non appartenente alla rete rilevante e ad essa connessa o non connessa. La rete utente può essere una rete con obbligo di connessione terzi (es. rete di distribuzione) o una rete senza obbligo di connessione terzi (es. rete interna di Utente). Rete rilevante: insieme della RTN, ivi inclusa la rete di interconnessione con l estero, e delle reti di distribuzione in alta tensione direttamente connesse alla RTN in almeno un punto di interconnessione. RTN: acronimo identificativo della Rete di Trasmissione Nazionale. Se non diversamente specificato include la RTN FSI. RTN FSI: è la rete già di proprietà della società Ferrovie dello Stato Italiane S.p.A. e successivamente acquisita con contratto di compravendita da Terna e conferita nella RTN. Sito di connessione: area nella quale sono installati gli impianti elettrici che realizzano il collegamento circuitale tra la rete rilevante e gli impianti dell utente della rete. Sovratensione temporanea: aumento temporaneo della tensione di alimentazione in un punto del sistema di alimentazione elettrica al di sopra di una soglia di inizio specificata. Squilibrio di tensione: lo squilibrio di tensione (o dissimmetria) è il rapporto tra l ampiezza della componente di sequenza inversa e quella di sequenza diretta di un sistema di tensioni trifase. In un sistema trifase, lo squilibrio è la condizione nella quale i valori efficaci delle tensioni di fase o gli angoli di fase tra fasi consecutive non sono uguali. Tempo di fine disalimentazione (tf): tempo coincidente con l istante di ripristino della tensione trifase sulle sbarre del sito d Utente in modo stabile per un tempo superiore a 3 minuti. 12

13 Tempo di fine disalimentazione Utenti MT e/o gruppi di Utenti BT (tfmt/bt): tempo coincidente con l istante in cui si concretizza l ultima manovra eseguita sulla rete di distribuzione finalizzata alla totale rialimentazione dei Utenti MT e/o gruppi di Utenti BT a seguito della disalimentazione del sito d Utente e sottesi l impianto. Tempo di inizio disalimentazione (ti): tempo coincidente con l istante di azzeramento della tensione trifase sulle sbarre del sito d Utente. Tensione armonica (THD): tensione sinusoidale la cui frequenza è un multiplo intero della frequenza fondamentale della tensione di alimentazione. La tensione armonica può essere valutata: individualmente, secondo l ampiezza relativa alla componente fondamentale, globalmente, col fattore di distorsione armonica THD definito come 40 2 THD = ( ), b = 2 dove ub è la singola componente armonica. Tensione di alimentazione: valore efficace della tensione misurato in un intervallo di tempo assegnato. Tensione di alimentazione dichiarata (Uc): la tensione di alimentazione dichiarata Uc nel sito di connessione è normalmente la tensione nominale del sistema (Un), salvo che Terna dichiari espressamente un valore diverso dalla tensione nominale. Tensione nominale (Un): tensione con la quale il sistema è caratterizzato o identificato ed alla quale si riferiscono alcune caratteristiche di funzionamento. Utente della rete (o Utente AT): Utente direttamente o indirettamente connesso alla RTN secondo quanto previsto nel documento Allegato A.54 al Codice di Rete ed in particolare: (a) Produttori (o titolari di unità di produzione); (b) Clienti finali (o titolari di unità di consumo); (c) Distributori (o imprese distributrici); u b 13

14 (d) Gestori di reti diverse da reti con obbligo di connessione di terzi. Variazione della tensione: aumento o diminuzione della tensione di alimentazione normalmente provocato dalla variazione del carico. Zona: Una delle porzioni in cui il Gestore suddivide la rete al fine dell assegnazione dei diritti di trasmissione nel mercato dell energia. 4. PIANIFICAZIONE DELLA RETE Introduzione Il processo di pianificazione dello sviluppo della RTN è orientato al mantenimento e al raggiungimento degli obiettivi legati alle esigenze di adeguatezza del sistema elettrico per la copertura del fabbisogno nazionale attraverso un efficiente utilizzazione della capacità di generazione disponibile, al rispetto delle condizioni di sicurezza di esercizio, all incremento dell affidabilità ed economicità della rete di trasmissione, al miglioramento della qualità e continuità del servizio. In particolare, in merito all esigenza di assicurare, già nell orizzonte di breve - medio periodo, adeguati e sempre migliori livelli di qualità e continuità del servizio di trasmissione nelle aree di rete maggiormente critiche, nel Piano di Sviluppo della Rete Elettrica di Trasmissione Nazionale 2018 (PdS 2018) è stata prevista la realizzazione di nuove stazioni di trasformazione e riassetti con incrementi della magliatura di rete ed è stato individuato un piano di rifasamento della rete per il miglioramento dei profili di tensione (cfr. Piano di Sviluppo 2018). Nuove stazioni di trasformazione La realizzazione di nuove stazioni di trasformazione consente di prelevare potenza dalla rete AAT e di immetterla sulla rete AT di sub-trasmissione e di distribuzione in punti baricentrici rispetto alle aree di carico, riducendo così le perdite di energia in rete, migliorando i profili di tensione nei punti di prelievo ed evitando il potenziamento di estese porzioni di rete AT, con notevoli benefici ambientali; analogamente nelle aree a elevata concentrazione di produzione da fonte rinnovabile le nuove stazioni di trasformazione consentono di evacuare la produzione tipicamente connessa alle reti di alta e media tensione sulle dorsali AAT. 14

15 L'opportunità di realizzare nuove stazioni di trasformazione risulta strettamente correlata ai seguenti elementi: - saturazione delle esistenti trasformazioni AAT/AT e delle reti AT funzionali all'alimentazione dei carichi, con rischi di violazione dei criteri di sicurezza statica (a rete integra e in N-1); - necessità di raccolta della generazione presente sulla rete di sub-trasmissione in costante crescita. Piano di rifasamento della rete per il miglioramento dei profili di tensione La corretta gestione del sistema elettrico nel suo complesso impone che, rispetto al fabbisogno previsto, oltre un'adeguata riserva di potenza attiva di generazione, sia programmato anche un sufficiente margine di potenza reattiva disponibile, sia in immissione che in assorbimento. Infatti, in determinate situazioni, la copertura dei margini di potenza reattiva potrebbe non essere sufficientemente garantita dai soli generatori in servizio, attuali o programmati. Inoltre, per sfruttare al meglio la capacità di trasmissione della rete esistente e per ottenere minori perdite di trasporto, è opportuno che la potenza reattiva sia prodotta il più possibile vicino ai centri di consumo. Ne segue che, anche a livello di pianificazione, si rende necessario verificare se, nelle due situazioni estreme in cui si può venire a trovare il sistema, cioè di massima e di minima richiesta nazionale, sussistano sufficienti margini di generazione/assorbimento di potenza reattiva. Tale verifica viene condotta con riferimento allo scenario di breve/medio periodo, in quanto: - in tale contesto risulta possibile individuare con sufficiente confidenza lo scenario del sistema di produzione e trasmissione di riferimento; - l'installazione degli eventuali condensatori/reattori richiede tempi realizzativi mediamente contenuti. Livelli previsionali a 5 anni delle potenze di corto circuito massime e minime ai diversi livelli di tensione Il livello delle potenze di corto circuito è considerato come un parametro indicativo della qualità del servizio di trasmissione, pertanto è stata condotta un analisi per valutare la variazione del 15

16 livello delle potenze di corto circuito nei prossimi anni, in conseguenza della realizzazione degli interventi di sviluppo previsti nel Piano di Sviluppo della RTN. Nella tabella 1 si riporta l incremento previsionale (a cinque anni) delle potenze massime di corto circuito trifase per i diversi livelli di tensione rispetto ai valori calcolati sulla rete Tali valori sono stati calcolati considerando in servizio le centrali attualmente esistenti e quelle future che risultano aver ottenuto le necessarie autorizzazioni. Pcc Massima Convenzionale [Incremento%] 380 kv 220 kv 150 kv 132 kv valore minimo 2% 58% 0% 4% 1st quartile 0% 1% 4% -2% mediana -3% 2% -1% 0% valore medio -3% 2% 0% 1% 3st quartile -4% 4% -1% 1% valore massimo -2% -4% -1% 0% Tabella 1 - Caratterizzazione statistica delle Pcc massime previsionali Analogamente, nella Tabella 2, si riporta l incremento previsionale (a cinque anni) delle potenze minime di corto circuito convenzionali rispetto ai valori calcolati sulla rete Si precisa che, tenuto conto dei margini di incertezza sullo sviluppo del parco di generazione e sulla conseguente necessità di una possibile ulteriore magliatura della rete, i valori indicati sono da considerarsi suscettibili di variazioni anche sensibili 3 ; analogamente, variazioni percentualmente notevoli, specialmente per i valori estremi, sono dovute a particolari assetti di rete attuale rapportati ai valori previsionali. Il calcolo delle potenze di corto circuito è stato effettuato secondo i criteri indicati nell allegato A.8 al Codice di Rete Correnti di corto circuito e tempo di eliminazione dei guasti negli impianti delle reti a tensione uguale o superiore a 120 kv. In particolare il calcolo delle potenze di corto circuito minime è stato effettuato considerando in servizio solo parte del parco di generazione disponibile (situazione di minima generazione in ore vuote) ed assumendo la sorgente di tensione equivalente nel punto di corto circuito pari al 3 Si segnala che non sono da escludere localmente variazioni negative dei livelli delle potenze di corto circuito massime e minime, a seguito di particolari assetti di generazione ed esercizio attuali o futuri o di razionalizzazioni di estese porzioni di rete di trasmissione o distribuzione dell energia elettrica. 16

17 100% della tensione nominale. Trattandosi di una situazione previsionale, il parco di generazione considerato non è strettamente confrontabile con quello utilizzato per l anno 2016, in quanto sono state considerate le eventuali dismissioni previste nonché l entrata in esercizio degli impianti autorizzati. Pcc Minima Convenzionale [Incremento%] 380 kv 220 kv 150 kv 132 kv valore minimo 0% 18% 1% 15% 1st quartile 16% 3% 8% -1% mediana 6% 5% 12% 4% valore medio 8% -2% 12% 5% 3st quartile -1% -3% 11% 3% valore massimo -9% -10% 0% 24% Tabella 2 Caratterizzazione statistica delle Pcc minime convenzionali previsionali Il calcolo nei singoli nodi della rete è stato eseguito ipotizzando indisponibile il componente di rete che ha maggiore influenza sui valori totali delle correnti di corto circuito nel punto in esame. Per le sezioni a 150 e 132 kv delle stazioni di interconnessione 380/ kv e 220/ kv, la corrente minima convenzionale di corto circuito è stata calcolata considerando il nodo in esame alimentato da uno solo dei trasformatori di stazione in servizio nelle condizioni ordinarie di esercizio ed annullando ogni altro contributo proveniente dalle linee kv ad esso afferenti. Qualora l impianto in esame sia esercito in antenna (per struttura della rete oppure per motivi legati agli assetti di esercizio ad isole), il calcolo della corrente e della potenza di corto circuito minima nel nodo è stato eseguito con riferimento al primo nodo di alimentazione a monte che disponga di almeno due collegamenti attivi con la restante rete di potenza. 5. CONTINUITA DEL SERVIZIO DI TRASMISSIONE Classificazione e registrazione delle interruzioni La qualità del servizio può essere definita in relazione alla continuità del servizio (oggetto del presente capitolo) ed alla qualità della tensione (cfr.6). 17

18 La continuità del servizio va intesa come mancanza di interruzioni nella fornitura di energia elettrica e viene misurata attraverso indici che si basano su presenza, ampiezza e frequenza della tensione nei siti degli Utenti connessi alla RTN, in larga parte adottati su base internazionale. Gli indici di continuità del servizio di trasmissione sono nel seguito suddivisi tra (i) indici soggetti ad un meccanismo di incentivazione espressamente previsti nel TIQTRA e (ii) ulteriori indici monitorati da Terna ai sensi del Capitolo 11 del Codice di Rete e relativi Allegati. Nell Allegato A.54 al Codice di Rete, avente ad oggetto Classificazione e registrazione delle interruzioni degli Utenti direttamente e indirettamente connessi alla RTN, sono definite le modalità di registrazione delle interruzioni e i criteri di calcolo degli indici di continuità del servizio. Sulla base dei risultati di esercizio consuntivati e registrati da Terna, si riporta di seguito il confronto degli indici con i rispettivi livelli attesi. Indici di continuità del servizio della rete di trasmissione soggetti al meccanismo di incentivazione/penalità ENSR RTN - Energia non fornita di riferimento (MWh) L indicatore ENSR RTN si riferisce all intera rete nazionale ed a tutti i livelli di tensione. Viene calcolato di norma su base mensile e annuale ed è pari all ammontare di energia non fornita netta 5 per tutti gli eventi con disalimentazione di Cabine Primarie (direttamente ed indirettamente connesse alla RTN) che abbiano interessato, anche parzialmente, la RTN (esclusa la RTN FSI). Viene calcolato in corrispondenza delle seguenti cause origine, riportate nella tabella Classificazione delle interruzioni di cui al paragrafo 9.6 dell Allegato A.54 al Codice di Rete (nel seguito: tabella Classificazione delle interruzioni ): Cause 1CD 20D Cause 1CD 10R Cause 2FM 30R Cause 3CE 60R (effetto Utenti direttamente connessi alla RTN) 4 I valori 2017 sono provvisori sino alla definitiva determinazione dei premi/penalità da parte dell Autorità. 5 Al netto dell energia controalimentata dalle imprese distributrici. 18

19 Cause 3CE 70R Cause 4AC Tutte In particolare, nella classificazione: - 1CD-20D sono inserite le disalimentazioni causate da interventi degli EAC (Equilibratori Automatici di Carico) o di altri sistemi di difesa, anche se installati sul lato MT di impianti di trasformazione AAT/MT o AT/MT, sia direttamente connessi alla RTN che indirettamente connessi alla RTN, attivati per cause origine rete rilevante; - 1CD-10R sono inserite le disalimentazioni causate da interventi degli EAC o di altri sistemi di difesa, anche se installati sul lato MT di impianti di trasformazione AAT/MT o AT/MT, sia direttamente connessi alla RTN che indirettamente connessi alla RTN, attivati per cause origine reti estere senza l'interessamento prioritario delle risorse interrompibili e di emergenza; - 2FM-30R sono inserite le disalimentazioni determinate da eventi meteorologici eccezionali che determinano il superamento dei limiti di progetto su rete RTN; - 3CE-60R sono inserite le disalimentazioni di Utenti coinvolti e che hanno avuto origine su elementi di rete appartenenti a siti Utente AT direttamente connessi alla RTN; - 3CE-70R sono inserite le disalimentazioni determinate da danneggiamenti e contatti accidentali provocati da terzi su rete RTN; - 4AC-Tutte sono inserite le disalimentazioni che hanno avuto origine su elementi di rete appartenenti alla RTN. Sono altresì incluse nel computo dell ENSR tutte le disalimentazioni occorse a seguito di incidenti rilevanti, classificabili con una delle cause origine che concorrono al calcolo dell indicatore ENSR-RTN secondo la tabella Classificazione delle interruzioni e per i quali si applica convenzionalmente la funzione di limitazione di cui alla tabella 1 del TIQTRA. Ai sensi del TIQTRA, l Autorità ha definito i Livelli Obiettivo (Target) dell indicatore ENSR-RTN per ogni anno del periodo sulla base dei dati storici relativi agli anni Tali Livelli Obiettivo sono stati approvati dall Autorità con la Delibera n. 703/2016/R/EEL e il loro conseguimento o meno determina per Terna il riconoscimento di premi oppure il pagamento di penali. 19

20 In Figura 1 vengono forniti i dati sull andamento della performance annuale per l indicatore ENSR RTN, nel periodo e con arrotondamento all unità. Nella medesima tabella sono riportati i Livelli Obiettivo dell indicatore definiti per gli anni ENSR RTN (MWh) Target Autorità (MWh) Figura 1 Andamento performance annuale indicatore ENSR RTN Per l anno 2017 il risultato di esercizio mostra una performance migliore rispetto al target annuale di riferimento Regolazione individuale della continuità per clienti finali AAT o AT L articolo 22 del TIQTRA prevede una regolazione individuale della qualità del servizio per i Clienti finali AAT o AT e introduce, a tale fine, specifici standard in termini di numero e durata delle interruzioni di responsabilità Terna: in caso di mancato rispetto degli standard previsti, Terna corrisponde indennizzi automatici ai Clienti finali AAT o AT interessati. Con riferimento al numero delle interruzioni dei Clienti finali AAT o AT, l indicatore è valutato per ogni singolo cliente finale AAT o AT ed è pari al numero di interruzioni non programmate lunghe e brevi subite nell anno dal medesimo cliente finale e di responsabilità Terna 6 I valori annui dell indicatore ENSR RTN per il periodo sono quelli ricostruiti in coerenza con le definizioni, le esclusioni e le limitazioni di cui all articolo 3 dell Allegato A alla Delibera 653/2015/R/eel. 20

21 (classificate con codice causa AEEGSI di 1 livello 4AC, così come riportato nella tabella Classificazione delle interruzioni dell Allegato A.54 al Codice di Rete). Sono escluse dall indicatore le interruzioni originate nella RTN FSI e le interruzioni non programmate lunghe o brevi iniziate entro sessanta minuti dalla conclusione di una precedente interruzione non programmata lunga o breve, anche aventi origini e/o cause diverse. I livelli degli standard da rispettare sono articolati in funzione del livello di tensione e della la tipologia di connessione dei clienti finali e sono definiti al comma 2 dell articolo 22 del TIQTRA. In relazione alla durata delle interruzioni dei Clienti finali AAT o AT, Terna corrisponde ad ogni cliente finale AAT o AT un indennizzo pari al prodotto dell energia non fornita relativa ad ogni episodio di interruzione dell anno precedente con durata compresa tra 2 ore e 8 ore. Ai fini di tale verifica, al netto di eventuali posticipi e sospensioni delle operazioni di ripristino per motivi di sicurezza, sono considerate le sole interruzioni di responsabilità Terna (classificate con codice causa AEEGSI di 1 livello 4AC) e con esclusione delle interruzioni originate nella RTN FSI. Nella Tabella 3 viene fornito il numero di clienti finali AAT o AT per i quali nel 2017 non sono rispettati gli standard individuali annuali di continuità. N clienti finali AAT o AT con mancato rispetto standard sul numero di interruzioni N clienti finali AAT o AT con mancato rispetto standard sulla durata interruzioni N clienti finali AAT o AT con mancato rispetto standard sul numero di interruzioni/n Clienti finali AAT o AT N clienti finali AAT o AT con mancato rispetto standard sulla durata interruzioni/n Clienti finali AAT o AT TORINO % 2% MILANO 5 1 2% 0% PADOVA 5 0 3% 0% FIRENZE 8 4 6% 3% ROMA % 1% NAPOLI % 9% PALERMO % 7% 21

22 CAGLIARI 1 1 4% 4% TERNA % 3% Tabella 3 Indicatori annuali di continuità per i clienti finali AAT o AT Indici di continuità del servizio della rete di trasmissione monitorati ENSR ALTRI - Energia non fornita di riferimento (MWh) L indicatore ENSR ALTRI si riferisce all intera rete nazionale ed a tutti i livelli di tensione. Viene calcolato di norma su base mensile e annuale ed è pari all ammontare di energia non fornita netta, per tutti gli eventi con disalimentazione di Cabine Primarie (direttamente ed indirettamente connesse alla RTN) che abbiano interessato la rete rilevante non RTN e la RTN FSI. Viene calcolato in corrispondenza delle seguenti cause origine, riportate nella tabella Classificazione delle interruzioni : Cause 2FM 30I Cause 3CE 40I Cause 3CE 60I (effetto Utenti indirettamente connessi alla RTN o direttamente connessi alla RTN FSI) Cause 3CE 70I In particolare nella classificazione: - 2FM-30I sono inserite le disalimentazioni dovute a eventi meteorologici eccezionali che determinano il superamento dei limiti di progetto su rete rilevante non RTN e sulla RTN FSI. - 3CE-40I sono inserite le disalimentazioni determinate da eventi che hanno avuto origine su rete rilevante non RTN e sulla RTN FSI. - 3CE-60I sono inserite le disalimentazioni di Utenti coinvolti e che hanno avuto origine su elementi di rete appartenenti a siti Utente AT indirettamente connessi alla RTN e direttamente connessi alla RTN FSI. - 3CE-70I sono inserite le disalimentazioni determinate da danneggiamenti e contatti accidentali provocati da terzi su rete rilevante non RTN e sulla RTN FSI. 22

23 Sono altresì incluse nel computo dell ENSR-ALTRI tutte le disalimentazioni occorse a seguito di incidenti rilevanti, classificabili con una delle cause origine che concorrono al calcolo di ENSR secondo la tabella Classificazione delle interruzioni. In Figura 2 vengono forniti i dati sull andamento della performance annuale dell indicatore, nel periodo e con arrotondamento all unità ENSR Altri (MWh) Figura 2 Andamento performance annuale indicatore ENSR Altri SAIFI + MAIFI - Numero medio di disalimentazioni brevi e lunghe per Utente (n /Utente) L indice SAIFI + MAIFI è calcolato, per tutti i livelli di tensione, per tutti gli eventi che hanno prodotto interruzioni brevi e lunghe con disalimentazione degli Utenti direttamente connessi alla RTN, con origine sulla medesima RTN (esclusa la RTN FSI) e classificati con Codice causa AEEGSI di 1 livello 4AC (Altre Cause), così come riportato nella tabella Classificazione delle interruzioni. L indice SAIFI+MAIFI è calcolato per tutti i livelli di tensione AT/AAT su base mensile e annuale per l intero ambito nazionale ovvero per le aree geografiche corrispondenti alle Aree Operative di Trasmissione di Terna. Sono altresì inclusi nel computo del SAIFI+MAIFI tutte le 23

24 disalimentazioni occorse a seguito di incidenti rilevanti, classificate con Codice causa AEEGSI di 1 livello 4AC (Altre Cause). I dati, riportati in Figura 3, vengono forniti con arrotondamento alla seconda cifra decimale. 0,55 0,50 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00 0,50 0,32 0,23 0,25 0,26 0,19 0,16 0,17 0,12 TO MI PD FI RM NA PA CA TERNA Anno 2017 Figura 3 Andamento performance annuale indicatore SAIFI+MAIFI RTN ENS - Energia non fornita per le interruzioni con disalimentazioni (MWh) L indice ENS è calcolato sui valori di energia non fornita netta, per tutti i livelli di tensione, per tutti gli eventi che hanno prodotto interruzioni con disalimentazione degli Utenti direttamente e indirettamente connessi alla RTN, con origine sulla medesima RTN (esclusa la RTN FSI) e classificate con Codice causa AEEGSI di 1 livello 4AC (Altre Cause), così come riportato nella tabella Classificazione delle interruzioni. L indice ENS è calcolato per tutti i livelli di tensione AT/AAT su base mensile e annuale per l intero ambito nazionale ovvero per le aree geografiche corrispondenti alle Aree Operative di Trasmissione di Terna. Sono altresì inclusi nel computo dell ENS tutte le disalimentazioni occorse a seguito di incidenti rilevanti, classificate con Codice causa AEEGSI di 1 livello 4AC (Altre Cause). I dati, riportati in Figura 4, vengono forniti con arrotondamento all unità. 24

25 Figura 4 Andamento performance annuale indicatore ENS RTN TO MI PD FI RM NA PA CA TERNA Anno ENR - Energia non ritirata dalle unità di produzione (MWh) L indice ENR è calcolato, per tutti i livelli di tensione, per tutti gli eventi che hanno prodotto mancato ritiro di energia degli Utenti produttori 7 direttamente e indirettamente connessi alla RTN, con origine sulla medesima RTN (esclusa la RTN FSI) e classificate con Codice causa AEEGSI di 1 livello 4AC (Altre Cause), così come riportato nella tabella Classificazione delle interruzioni. L indice ENR è calcolato per tutti i livelli di tensione AT/AAT su base mensile e annuale per l intero ambito nazionale ovvero per le aree geografiche corrispondenti alle Aree Operative di Trasmissione di Terna. Sono altresì inclusi nel computo dell ENR tutte le disalimentazioni occorse a seguito di incidenti rilevanti, classificate con Codice causa AEEGSI di 1 livello 4AC (Altre Cause). I dati, riportati in Figura 5, vengono forniti con arrotondamento all unità. 7 Compresi i clienti finali AAT o AT autoproduttori. 25

26 TO MI PD FI RM NA PA CA TERNA Anno 2017 Figura 5 Andamento performance annuale indicatore ENR RTN AIT - Tempo medio di disalimentazione di sistema (minuti/periodo) L indice AIT è calcolato, per tutti i livelli di tensione, per tutti gli eventi che hanno prodotto interruzioni con disalimentazione di siti utente direttamente e indirettamente connessi alla RTN, con origine sulla medesima RTN (esclusa la RTN FSI) e classificate con Codice causa AEEGSI di 1 livello 4AC (Altre Cause), così come riportato nella tabella Classificazione delle interruzioni. L indice AIT è calcolato per tutti i livelli di tensione AT/AAT su base mensile e annuale per l intero ambito nazionale ovvero per le aree geografiche corrispondenti alle Aree Operative di Trasmissione di Terna. Sono altresì inclusi nel computo dell AIT tutte le disalimentazioni occorse a seguito di incidenti rilevanti, classificate con Codice causa AEEGSI di 1 livello 4AC (Altre Cause). I dati, riportati in Figura 6, vengono forniti con arrotondamento alla seconda cifra decimale. 26

27 6,50 6,00 5,50 5,00 4,50 4,00 3,50 3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 6,03 2,85 1,24 1,36 1,16 0,74 0,50 0,34 0,42 TO MI PD FI RM NA PA CA TERNA Anno 2017 Figura 6 Andamento performance annuale indicatore AIT RTN DMI - Durata media delle interruzioni con disalimentazioni lunghe per Utente (minuti/utente) L indice DMI è calcolato per tutte le disalimentazioni lunghe degli Utenti direttamente connessi alla RTN (esclusi i direttamente connessi alla RTN FSI), con origine sulla medesima RTN (esclusa la RTN FSI) e classificate con Codice causa AEEGSI di 1 livello 4AC (Altre Cause), così come riportato nella tabella Classificazione delle interruzioni. Nel calcolo dell indicatore DMI sono incluse altresì tutte le interruzioni prodotte da incidenti rilevanti. L indice DMI è calcolato per tutti i livelli di tensione AT/AAT su base mensile e annuale per l intero ambito nazionale ovvero per le aree geografiche corrispondenti alle Aree Operative di Trasmissione di Terna. I dati, riportati in Figura 7, vengono forniti con arrotondamento alla seconda cifra decimale. 27

28 60,00 52,91 50,00 40,00 33,53 30,00 20,00 18,71 16,15 18,08 22,60 10,00 7,32 8,44 4,47 0,00 TO MI PD FI RM NA PA CA TERNA Anno 2017 Figura 7 Andamento performance annuale indicatore DMI RTN ASA - Disponibilità del Servizio della RTN (%) L indice ASA (Average Service Availability) è calcolato come complementare del rapporto tra la somma dell energia non fornita netta agli utenti connessi alla RTN (ENS; cfr ) e l energia immessa in rete. Tale indice è calcolato su base annuale per l intero ambito nazionale e i dati, riportati in Figura 8, vengono forniti con arrotondamento alla quinta cifra decimale. 28

29 99, , , , , , , , , , , , , , , , ASA (%) Figura 8 Andamento performance annuale indicatore ASA Energia non fornita netta: suddivisione per Cause Sulla base delle disalimentazioni degli utenti connessi direttamente ed indirettamente alla RTN registrate nelle Schede registrazione disalimentazioni di cui all Allegato A.54 al Codice di Rete, si riportano in Figura 9 e Figura 10 rispettivamente i valori consuntivati per l anno 2017, dell indicatore dell Energia non fornita sulla rete rilevante, compresi ovvero esclusi gli Incidenti Rilevanti, suddivisi per Codice Causa 1 livello AEEGSI. Il dato viene fornito con arrotondamento all unità CD - Insufficienza Risorse 826 2FM - Forza Maggiore CE - Cause Esterne 4AC - Altre Cause (Rete RTN + Altre cause RTN) Figura 9 Energia non fornita (MWh) suddivisa per Codice Causa 1 livello di aggregazione (esclusi gli Incidenti Rilevanti) nell anno

30 CD - Insufficienza Risorse 2FM - Forza Maggiore CE - Cause Esterne 4AC - Altre Cause (Rete RTN + Altre cause RTN) Figura 10 - Energia non fornita (MWh) suddivisa per Codice Causa 1 livello di aggregazione (compresi gli Incidenti Rilevanti) nell anno Interruzioni transitorie sugli Utenti connessi alla RTN A decorrere dal 1 gennaio 2007, Terna registra anche le interruzioni transitorie sugli Utenti connessi alla RTN sulle cui linee di alimentazione sono installate richiusure automatiche tripolari con cicli di apertura e chiusura di durata inferiore o uguale ad un secondo. In ogni situazione di rete l origine dell interruzione transitoria è rappresentata dalla linea elettrica il/i cui interruttore/i ha/hanno eseguito il ciclo di richiusura rapida tripolare con esito positivo. Nel caso di linee con più Titolari, quando la sede del guasto non è chiaramente identificata, l origine è convenzionalmente addebitata al Titolare del tratto più lungo della linea. Sulla rete alla quale è connessa la maggior parte degli Utenti in AT 8, si possono verificare interruzioni transitorie in caso di: o perturbazione transitoria su una linea che connette l utente in modalità radiale; o perturbazione transitoria su una linea che connette l utente non in modalità radiale, ma che richiede in assenza di telepilotaggio, per l eliminazione selettiva di tutti i tipi di guasto in rete, l intervento di almeno un ulteriore interruttore, con successiva richiusura automatica dello stesso (si parla di corretta sovrapposizione). La registrazione delle interruzioni transitorie viene effettuata attraverso le registrazioni degli strumenti di monitoraggio (oscilloperturbografi, registratori cronologici di eventi, protocolli di servizio, ecc...) di Terna e/o degli Utenti. 8 La rete a 220 kv, 150 kv e 132 kv. 30

31 Si riporta di seguito (Tabella 4) una sintesi del numero delle interruzioni transitorie registrate per l anno 2017 suddivise per Area Territoriale: Area Territoriale 2FM Forza Maggiore Codice Causa 1 livello AEEGSI 3CE Cause Esterne 4AC Altre Cause (RTN) TO MI PD FI RM NA PA CA TERNA Totale complessivo Tabella 4 Interruzioni transitorie Utenti connessi alla RTN, suddivise per Codice Causa 1 livello AEEGSI ed Area Territoriale 6. QUALITÀ DELLA TENSIONE In ottemperanza al capitolo 11 del Codice di Rete Terna: o rileva, a campione, le grandezze relative alla qualità della tensione mediante campagne specifiche di misurazione, anche su richiesta degli utenti 9 ; o sulla base dei risultati delle campagne di misure a campione, definisce i livelli attesi della qualità della tensione; o mette a disposizione un sistema di interrogazione on line sul proprio sito internet degli indici di qualità della tensione per l intero sistema e per aree. Caratteristiche della qualità della tensione Le caratteristiche della tensione analizzate nel presente documento sono: o variazioni della frequenza; o variazioni della tensione a frequenza industriale; 9 Il piano per la realizzazione delle campagne di misura, così come originariamente previsto dall art. 67 comma 4 della Delibera n. 250/04, è stato pubblicato sul sito di Terna ed approvato dall Autorità con Delibera n. 210/05. 31

32 o buchi di tensione, aggregati per fasce di durata e di abbassamento di tensione e tipologia (unipolare, bipolare, tripolare); o distorsione armonica; o fluttuazione della tensione a breve e a lungo termine (flicker); o grado di asimmetria della tensione trifase; o interruzioni transitorie (cfr.5.3.9). Campagna di misura Generalità La campagna di misura, avviata il 1 luglio 2006, è stata realizzata da Terna nel corso degli anni mediante l installazione in impianti AAT/AT di strumenti Wally, forniti dalla società Teamware, ai quali si sono aggiunti ulteriori strumenti della società Schneider. Per il trattamento (analisi e reportistica) dei dati provenienti dai suddetti strumenti, e da ulteriori installati sui siti degli Utenti che hanno partecipato alla campagna di misura volontaria in accordo all art del Capitolo 11 del Codice di Rete, Terna, con il supporto di CESI e di Teamware, ha realizzato e reso disponibile un apposito applicativo Web denominato MONIQUE ( Tale applicativo è in grado di: o mettere a disposizione di Terna e degli Utenti che partecipano alla campagna di misura i dati registrati dagli strumenti per la qualità della tensione; o effettuare elaborazioni per la pubblicazione dei dati semplificati (relativi al singolo strumento) e di dati aggregati relativi a gruppi di strumenti opportunamente selezionati. I dati provenienti dalla campagna di misura sono utilizzati anche al fine di individuare i livelli attesi della qualità della tensione. TERNA ritiene importante proseguire la campagna di misura per altri anni per avere una base dati significativa in modo da confermare o modificare i target individuati di anno in anno o per tener conto di variazioni dei guasti e delle condizioni ambientali; o per valutare l eventuale ricollocazione degli strumenti di misura in altri siti ritenuti significativi; o per correggere eventuali modalità di misura non adeguate. 32

33 I risultati presentati si riferiscono a strumenti di misura (nel seguito: SM) installati da Terna e dagli Utenti. Dalle analisi sono state inoltre escluse le misure di Armoniche, Asimmetria e Flicker provenienti dagli SM sui quali sono state rilevate delle anomalie. E da notare che le suddette anomalie possono riflettersi anche sulla misura delle variazioni lente della tensione ma, in tal caso, sono filtrate in modo automatico dal sistema secondo i seguenti criteri: valore minimo non inferiore al 70% della tensione nominale, 95-esimo percentile non inferiore all 85% della tensione nominale. Si fa infine presente che i dati relativi ai livelli monitorati per l anno 2017 sono riferiti anche ai siti monitorati nel 2016 pertanto possono essere fatte alcune considerazioni di confronto tra i dati Strumenti di misura Lo strumento di misura installato sulla rete AAT-AT per la campagna di monitoraggio ha i requisiti di misura dei parametri della qualità della tensione corrispondenti alla classe A indicata dalla CEI EN con una precisione non inferiore allo 0,5% Siti interessati alla campagna di misura La rete sottoposta a monitoraggio della qualità della tensione è quella a 380/220/150/132/60 kv secondo quanto indicato in Tabella 5. Livello Tensione TERNA Altri Totale 380 kv kv kv kv kv Totale Tabella 5 Installazioni degli strumenti 10 Non sono stati considerati nei risultati i n.2 strumenti di misura installati sulla rete a 60 kv. 33

34 Per quanto riguarda gli strumenti installati nelle stazioni Terna, si riporta in Tabella 6 la relativa ripartizione per area territoriale. Area Territoriale N di strumenti Torino 36 Milano 31 Venezia 42 Firenze 31 Roma 46 Napoli 31 Palermo 12 Cagliari 18 Totale 248 Tabella 6 - Ripartizione per area territoriale degli Strumenti installati nelle stazioni Terna Livelli registrati della qualità della tensione I risultati della campagna di misura effettuata da Terna sono relativi ai seguenti parametri della qualità della tensione, differenziati per livelli di tensione e in coerenza con quanto riportato nell Allegato A.55 al Codice di Rete: (a) numero di buchi di tensione, aggregati per fasce di durata e di abbassamento di tensione e tipologia (unipolare, bipolare, tripolare); (b) distorsione armonica totale; (c) asimmetria della tensione trifase; (d) indici di severità della fluttuazione della tensione (flicker) a breve e lungo termine; (e) variazioni della frequenza, (f) variazioni lente della tensione efficace. I risultati si riferiscono alle misure registrate nel periodo Gennaio 2017 Dicembre 2017 e sono, per quanto possibile, confrontati con quelli relativi al corrispondente periodo Gennaio 2016 Dicembre 2016 (disponibili nel Rapporto Annuale della Qualità del Servizio anno 2016) Buchi di tensione I buchi di tensione che coinvolgono due o tre fasi sono raggruppati e denominati polifase, mentre i buchi di tensione che coinvolgono una sola fase sono denominati monofase. Tutti i buchi di tensione sono inoltre suddivisi per livello di tensione e raggruppati per tensione residua e durata secondo le nuove indicazioni emerse in ambito normativo internazionale (nuova EN 50160). 34

35 Si fa presente che i risultati presentati non prendono in considerazione i buchi di tensione registrati dall applicativo MONIQUE che presentino le seguenti caratteristiche: a) buchi di tensione (monofase e polifase) con tensione residua maggiore o uguale del 90% Un a causa di settaggi errati degli strumenti di misura; b) buchi di tensione (monofase o bifase) con tensione residua inferiore o uguale al 5% Un per i quali è stato verificato, a valle della verifica puntuale delle registrazioni degli SM, che si tratti di buchi di tensione influenzati dal ciclo di richiusura o registrati durante l apertura di linea in assenza di guasto. Al fine di individuare automaticamente tali casistiche, TERNA ha predisposto un algoritmo che consente di ricavare l apertura dell interruttore sulla base delle misure di tensione. Le verifiche effettuate hanno tuttavia evidenziato che l algoritmo non riesce ad individuare tutte le casistiche possibili, in quanto è basato sulla misura della tensione e non sul rilievo dello stato dell interruttore. Pertanto la verifica puntuale è ancora utilizzata seppure per un numero molto ridotto di casi; c) buchi di tensione con tensione residua elevata (superiore all'85% della Un) e qualsiasi durata poiché sono influenzati dagli errori di misura dei TV (Trasformatori di Tensione) e SM; d) buchi di tensione non validati a seguito di analisi puntuali, quali ad esempio registrazioni oscilloperturbografiche. Di seguito è riportata una tabella riassuntiva (Tabella 7) riportante la motivazione e il numero di eventi eliminati, secondo quanto affermato in precedenza. Criterio Criterio a Criterio b Criterio c Criterio d Numero eventi eliminati 20 buchi 2 buchi 38 buchi 0 buchi 2327 buchi 678 buchi 1278 buchi 2 buchi Tipo Monofase Polifase Monofase Polifase Monofase Polifase Monofase Polifase Tabella 7 - Riepilogo degli eventi eliminati nella campagna di misura 2017 Nella Tabella 8, Tabella 9, Tabella 10, Tabella 11, Tabella 12 e Tabella 13 sono riportati tutti i buchi di tensione, suddivisi per fasce di durata e tensione residua, rilevati dagli strumenti di 35

36 misura durante il periodo di monitoraggio. Nella Tabella 14, Tabella 15, Tabella 16, Tabella 17, Tabella 18 e Tabella 19 sono invece riportati i valori medi kv Durata ms ms ms ms ms Totale Tensione % Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli 90 > u > > u > > u > > u > > u totale Tabella 8 - Ripartizione dei buchi di tensione in funzione della durata e della tensione residua ( kv) kv Nord Durata ms ms ms ms ms Totale Tensione % Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli 90 > u > > u > > u > > u > > u totale Tabella 9 - Ripartizione dei buchi di tensione in funzione della durata e della tensione residua ( kv Nord) kv Centro Durata ms ms ms ms ms Totale Tensione % Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli 90 > u > > u > > u > > u > > u totale Tabella 10 - Ripartizione dei buchi di tensione in funzione della durata e della tensione residua ( kv) 36

37 kv Sud Durata ms ms ms ms ms Totale Tensione % Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli 90 > u > > u > > u > > u > > u totale Tabella 11 - Ripartizione dei buchi di tensione in funzione della durata e della tensione residua ( kv) kv Sicilia Durata ms ms ms ms ms Totale Tensione % Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli 90 > u > > u > > u > > u > > u totale Tabella 12 - Ripartizione dei buchi di tensione in funzione della durata e della tensione residua ( kv Sicilia) kv Sardegna Durata ms ms ms ms ms Totale Tensione % Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli 90 > u > > u > > u > > u > > u totale Tabella 13 - Ripartizione dei buchi di tensione in funzione della durata e della tensione residua ( kv Sardegna) 37

38 kv Durata ms ms ms ms ms Totale Tensione % Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli 90 > u > 80 5,30 3,45 0,15 0,15 0,00 0,05 0,00 0,00 0,00 0,05 5,45 3,70 80 > u > 70 4,35 2,40 0,10 0,20 0,10 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 4,55 2,65 70 > u > 40 3,20 2,05 0,00 0,10 0,05 0,00 0,00 0,10 0,00 0,00 3,25 2,25 40 > u > 5 0,45 0,15 0,00 0,00 0,00 0,05 0,00 0,05 0,00 0,00 0,45 0,25 5 > u 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 totale 13,30 8,05 0,25 0,45 0,15 0,15 0,00 0,00 0,00 0,05 13,70 8,85 Tabella 14 - Riepilogo del numero medio di buchi di tensione osservati sulla rete ( kv) kv Nord Durata ms ms ms ms ms Totale Tensione % Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli 90 > u > 80 2,82 1,47 0,14 0,02 0,02 0,00 0,00 0,00 0,04 0,00 3,02 1,49 80 > u > 70 3,63 1,65 0,10 0,04 0,02 0,00 0,02 0,00 0,02 0,00 3,78 1,69 70 > u > 40 3,37 1,63 0,20 0,08 0,06 0,02 0,00 0,02 0,00 0,00 3,63 1,75 40 > u > 5 0,53 0,14 0,00 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,53 0,20 5 > u 0,04 0,00 0,00 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,02 totale 10,39 4,88 0,43 0,22 0,10 0,02 0,02 0,02 0,06 0,00 11,00 5,14 Tabella 15 - Riepilogo del numero medio di buchi di tensione osservati sulla rete ( kv Nord) kv Centro Durata ms ms ms ms ms Totale Tensione % Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli 90 > u > 80 6,05 5,80 0,20 0,55 0,10 0,20 0,00 0,15 0,05 0,00 6,40 6,70 80 > u > 70 5,05 6,40 0,05 1,30 0,05 0,15 0,00 0,15 0,00 0,00 5,15 8,00 70 > u > 40 7,05 5,65 0,25 0,70 0,00 0,15 0,10 0,10 0,00 0,00 7,40 6,60 40 > u > 5 2,45 0,55 0,10 0,05 0,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,65 0,60 5 > u 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 totale 20,60 18,40 0,60 2,60 0,25 0,50 0,10 0,40 0,05 0,00 21,60 21,90 Tabella 16 - Riepilogo del numero medio di buchi di tensione osservati sulla rete ( kv Centro) 38

39 kv Sud Durata ms ms ms ms ms Totale Tensione % Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli 90 > u > 80 12,36 5,91 0,64 0,18 0,09 0,09 0,00 0,00 0,00 0,00 13,09 6,18 80 > u > 70 14,45 8,45 0,27 0,73 0,18 0,18 0,00 0,09 0,00 0,09 14,91 9,55 70 > u > 40 10,18 7,64 0,09 0,55 0,00 0,27 0,00 0,09 0,00 0,00 10,27 8,55 40 > u > 5 2,73 1,09 0,00 0,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,73 1,18 5 > u 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 totale 39,73 23,09 1,00 1,55 0,27 0,55 0,00 0,18 0,00 0,09 41,00 25,45 Tabella 17 - Riepilogo del numero medio di buchi di tensione osservati sulla rete ( kv Sud) kv Sicilia Durata ms ms ms ms ms Totale Tensione % Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli 90 > u > 80 9,57 9,57 0,14 0,14 0,00 0,14 0,00 0,00 0,00 0,14 9,71 10,00 80 > u > 70 13,00 11,14 0,00 0,57 0,00 0,14 0,29 0,00 0,00 0,29 13,29 12,14 70 > u > 40 17,71 7,43 0,86 0,57 0,86 0,00 0,00 0,57 0,00 0,00 19,43 8,57 40 > u > 5 1,29 2,86 0,14 0,29 0,00 0,00 0,00 0,14 0,00 0,00 1,43 3,29 5 > u 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 totale 41,57 31,00 1,14 1,57 0,86 0,29 0,29 0,71 0,00 0,43 43,86 34,00 Tabella 18 - Riepilogo del numero medio di buchi di tensione osservati sulla rete ( kv Sicilia) kv Sardegna Durata ms ms ms ms ms Totale Tensione % Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli Mono Poli 90 > u > 80 4,25 1,63 0,25 0,00 0,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,63 1,63 80 > u > 70 3,38 2,00 0,13 0,25 0,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,63 2,25 70 > u > 40 2,63 1,63 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,13 0,00 0,00 2,63 1,75 40 > u > 5 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,13 0,00 0,00 0,00 0,13 5 > u 0,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,25 0,00 totale 10,50 5,25 0,38 0,25 0,25 0,00 0,00 0,25 0,00 0,00 11,13 5,75 Tabella 19 - Riepilogo del numero medio di buchi di tensione osservati sulla rete ( kv Sardegna) 39

40 TERNA ritiene che i buchi lunghi e profondi (di durata superiore a 500 ms e con tensione residua inferiore al 70%) siano quelli da monitorare con particolare attenzione considerate le tempistiche di intervento dei sistemi di eliminazione dei guasti e l influenza sulle apparecchiature. Di conseguenza, la suddetta categoria di buchi di tensione trova particolare evidenza nel presente rapporto. A tal proposito, un esame dei dati, riferito alla singola installazione, mostra che: o per quanto riguarda i buchi di tensione monofase: per il livello 380 kv il numero massimo di buchi di tensione lunghi e profondi per ciascun nodo è stato pari a 1 quindi risultano rispettati i livelli attesi individuati da TERNA per il 2017 (pari a 5); per il livello 220 kv il numero massimo di buchi di tensione lunghi e profondi per ciascun nodo è stato pari a 0 quindi risultano rispettati i livelli attesi individuati da TERNA per il 2017 (pari a 10); per il livello kv il numero massimo di buchi di tensione lunghi e profondi per ciascun nodo è stato pari a 5 quindi risultano rispettati i livelli attesi individuati da TERNA per il 2017 (pari a 15); o per quanto riguarda per i buchi di tensione polifase: per il livello 380 kv il numero massimo di buchi di tensione lunghi e profondi per ciascun nodo è stato pari a 1 quindi risultano rispettati i livelli attesi individuati da TERNA per il 2017 (pari a 3); per il livello 220 kv il numero massimo di buchi di tensione lunghi e profondi per ciascun nodo è stato pari a 2 quindi risultano rispettati i livelli attesi individuati da TERNA per il 2017 (pari a 6); per il livello 132 kv il numero massimo di buchi di tensione lunghi e profondi per ciascun nodo è stato pari a 3 quindi risultano rispettati i livelli attesi individuati da TERNA per il 2017 (pari a 9). La Figura 11, Figura 12, Figura 13 e Figura 14 riportano le cumulate crescenti dei buchi di tensione monofase e polifase che hanno interessato i nodi monitorati 11 suddivisi per livelli di 11 Nelle figure il percentile riportato si riferisce alla totalità degli SM installati. Di conseguenza, se alcuni SM sono fuori servizio, il percentile minimo può risultare maggiore di 1. 40

41 tensione ed aree geografiche. Nella Tabella 20sono invece riepilogati i valori ottenuti al 95- esimo percentile ed il numero massimo di buchi di tensione registrato per SM. Area osservata 95-esimo percentile Numero massimo Monofase Polifase Monofase Polifase Rete a 380 kv Rete a 220 kv Rete a 120kV - 132kV 150 kv nord Rete a 120kV - 132kV 150 kv centro Rete a 120kV - 132kV 150 kv sud Rete a 120kV - 132kV 150 kv Sicilia Rete a 120kV - 132kV 150 kv Sardegna Tabella 20 - Valori ottenuti al 95-esimo percentile e numero massimo di buchi di tensione registrato per SM Figura 11 Cumulata crescente dei buchi di tensione monofase (rete kv) 41

42 Figura 12 Cumulata crescente dei buchi di tensione monofase (rete kv) Figura 13 Cumulata crescente dei buchi di tensione polifase (rete kv) 42

43 Figura 14 Cumulata crescente dei buchi di tensione polifase (rete kv) Il confronto tra i livelli monitorati nel 2017 e nel 2016 permette di osservare una non significativa, dal punto di vista statistico, variazione del numero di buchi di tensione rilevati. E interessante però notare che la stessa cosa non si può affermare per il singolo sito. Infatti, le Figura 15, Figura 16, Figura 17 e Figura 18 riportano, rispettivamente, per buchi di tensione monofase e polifase, in ascissa gli strumenti di misura disposti secondo la cumulata crescente percentuale, in ordinata la differenza, relativa a ciascuno strumento di misura, registrata nei due anni considerati. Un esame delle suddette figure permette di osservare che la maggior parte dei siti sono interessati da una variazione del numero di buchi di tensione di alcune decine sia per i polifase che per i monofase. 43

44 Figura 15 - Cumulata crescente delle variazioni del numero di buchi di tensione monofase rete kv Figura 16 - Cumulata crescente delle variazioni del numero di buchi di tensione monofase rete kv 44

45 Figura 17 - Cumulata crescente delle variazioni del numero di buchi di tensione polifase rete kv Figura 18 - Cumulata crescente delle variazioni del numero di buchi di tensione polifase rete kv 45

46 Le Figura 19, Figura 20, Figura 21 e Figura 22 riportano infine i grafici di densità dei buchi di tensione in base alla loro caratteristica di durata profondità in modo da poterne valutare la numerosità. L osservazione delle suddette figure permette di affermare che: la quasi totalità dei buchi di tensione ha una durata inferiore ai 80 ms per la rete a kv e inferiore ai 120 ms per la rete a kv; sulla rete a kv vi sono molti eventi di durata compresa fra ms con tensione residua maggiore del 75%. Questi buchi di tensione sono probabilmente dovuti a guasti avvenuti in punti elettricamente distanti da quelli su cui sono installati gli SM. Figura 19 - Densità della distribuzione dei buchi di tensione monofase rilevati sulla rete a kv 46

47 Figura 20 - Densità della distribuzione dei buchi di tensione monofase rilevati sulla rete a kv Figura 21 - Densità della distribuzione dei buchi di tensione polifase rilevati sulla rete a kv 47

48 Figura 22 - Densità della distribuzione dei buchi di tensione polifase rilevati sulla rete a kv Armoniche La Figura 23 riporta la cumulata crescente dei 95-esimi percentili del valore massimo settimanale della distorsione armonica di tensione totale (THDv) rilevato sui livelli di tensione 220 kv 380 kv. La Figura 24 riporta la medesima curva rilevata sui livelli di tensione kv, suddivisi anche per diverse aree geografiche. Nella Tabella 21sono invece riepilogati i valori ottenuti al 95-esimo percentile ed il numero di SM che hanno superato i limiti. Area osservata 95-esimo percentile Numero di SM oltre i limiti Rete a 380 kv Rete a 220 kv Rete a 120kV - 132kV 150 kv nord Rete a 120kV - 132kV 150 kv centro Rete a 120kV - 132kV 150 kv sud Rete a 120kV - 132kV 150 kv Sicilia Rete a 120kV - 132kV 150 kv Sardegna Tabella 21 - Valori ottenuti al 95-esimo percentile ed il numero di SM che hanno superato i limiti 48

49 Figura 23 - Cumulata crescente della massima THDv rilevata sulla rete kv Figura 24 - Cumulata crescente della massima THDv rilevata sulla rete kv per area geografica 49

50 I valori registrati di distorsione armonica nel periodo interessato confermano i risultati ottenuti nel Infatti, confrontando la cumulata crescente delle variazioni della distorsione armonica totale nel 2017 (Figura 25 e Figura 26) con quella del 2016, si può notare come le variazioni del THDv siano, per la maggioranza degli SM, contenute. Figura 25 - Cumulata crescente delle variazioni della distorsione armonica totale (Massimo THDv) rilevate sui siti rete kv 50

51 Figura 26 - Cumulata crescente delle variazioni della distorsione armonica totale (Massimo THDv) rilevate sui siti rete kv Asimmetria La Figura 27 riporta la cumulata crescente dei 95-esimi percentili del valore massimo settimanale dell asimmetria sui livelli di tensione 220kV - 380kV. La Figura 28 riporta la medesima curva rilevata sui livelli di tensione kv, suddivisi anche per diverse aree geografiche. 51

52 Figura 27 - Cumulata crescente della massima asimmetria della tensione rilevata sulla rete kv Figura 28 - Cumulata crescente della massima asimmetria della tensione rilevata sulla rete kv per area geografica 52

53 Nella Tabella 22 sono invece riepilogati i valori ottenuti al 95-esimo percentile ed il numero di SM che ha superato i limiti (tra parentesi il valore riscontrato). Area osservata 95-esimo percentile Numero di SM oltre i limiti Rete a 380 kv Rete a 220 kv Rete a 120kV - 132kV 150 kv nord (6.50) Rete a 120kV - 132kV 150 kv centro (4.82) Rete a 120kV - 132kV 150 kv sud Rete a 120kV - 132kV 150 kv Sicilia (4.20) Rete a 120kV - 132kV 150 kv Sardegna Tabella 22 - Valori ottenuti al 95-esimo percentile e numero di SM che ha superato i limiti I valori di asimmetria registrati nel periodo interessato evidenziano, su tutte le aree osservate, una non significativa variazione del valore al 95-esimo percentile mentre sui valori massimi sono state registrate alcuni incrementi significativi rispetto all anno precedente. Con riferimento alla cumulata crescente delle variazioni dell asimmetria (Figura 29 e Figura 30), confrontando le differenze tra i valori registrati negli ultimi due anni, si può notare come le variazioni della asimmetria, per la maggioranza degli SM, si siano ridotte. Figura 29 - Cumulata crescente delle variazioni dell asimmetria rilevate sui siti rete kv 53

54 Figura 30 - Cumulata crescente delle variazioni dell asimmetria rilevate sui siti rete kv Flicker Pst La Figura 31 riporta la cumulata crescente dei 95-esimi percentili del valore massimo settimanale delle fluttuazioni della tensione a breve termine (flicker Pst) sui livelli di tensione 220kV - 380kV. La Figura 32 riporta la medesima curva rilevata sui livelli di tensione kv, suddivisi anche per diverse aree geografiche. 54

55 Figura 31 - Cumulata crescente del massimo P st rilevato sui siti kv Figura 32 - Cumulata crescente del massimo P st rilevato sui siti kv per area geografica 55

56 Nella Tabella 23 sono invece riepilogati i valori ottenuti al 95-esimo percentile ed il numero di SM che ha superato i limiti (tra parentesi il valore riscontrato). Area osservata 95-esimo percentile Numero di SM oltre i limiti Rete a 380 kv (1.08) Rete a 220 kv Rete a 120kV - 132kV 150 kv nord Rete a 120kV - 132kV 150 kv centro (10.25) Rete a 120kV - 132kV 150 kv sud (7.25) Rete a 120kV - 132kV 150 kv Sicilia Rete a 120kV - 132kV 150 kv Sardegna Tabella 23 - Valori ottenuti al 95-esimo percentile e numero di SM che hanno superato i limiti I valori di flicker registrati nel periodo interessato evidenziano, per la rete a 380 kv e per molte aree a 120 kv-132 kv-150 kv, una variazione contenuta del massimo valore di flicker rispetto all anno precedente. Con riferimento alla cumulata crescente delle variazioni del Pst (Figura 33 e Figura 34), confrontando le differenze tra i valori registrati negli ultimi due anni, si può notare come le variazioni del flicker Pst siano, per la maggioranza degli SM, contenute, ad esclusione di alcuni SM che presentano incrementi elevati del massimo valore di flicker Pst. 56

57 Figura 33 - Cumulata crescente delle variazioni del P st rilevate sui siti rete kv Figura 34 - Cumulata crescente delle variazioni del P st rilevate sui siti rete kv 57

58 Flicker Plt La Figura 35 riporta la cumulata crescente dei 95-esimi percentili del valore massimo settimanale delle fluttuazioni della tensione a breve termine (flicker Plt) sui livelli di tensione 220kV - 380kV. La Figura 36 riporta la medesima curva rilevata sui livelli di tensione kv, suddivisi anche per diverse aree geografiche. Figura 35 - Cumulata crescente del massimo P lt rilevato sui siti kv 58

59 Figura 36 - Cumulata crescente del massimo P lt rilevato sui siti kv per area geografica Nella Tabella 24sono invece riepilogati i valori ottenuti al 95-esimo percentile ed il valore massimo riscontrato in quanto il limite non è stato ancora definito a causa di una anomalia nella misura che ha permesso di valutare il parametro solo a partire dal Area osservata 95-esimo percentile Valore massimo Rete a 380 kv Rete a 220 kv Rete a 120kV - 132kV 150 kv nord Rete a 120kV - 132kV 150 kv centro Rete a 120kV - 132kV 150 kv sud Rete a 120kV - 132kV 150 kv Sicilia Rete a 120kV - 132kV 150 kv Sardegna Tabella 24 - Valori ottenuti al 95-esimo percentile e valore massimo riscontrato I valori di flicker Plt registrati nel periodo interessato evidenziano, per tutte le aree ad esclusione della rete a 120 kv-132 kv-150 kv, una variazione contenuta del massimo valore di flicker Plt rispetto all anno precedente. Con riferimento alla cumulata crescente delle variazioni del Plt (Figura 37 e Figura 38), confrontando le differenze tra i valori registrati negli ultimi due anni si può notare come le 59

60 variazioni del flicker Plt siano, per la maggioranza degli SM, contenute, ad esclusione di alcuni SM che presentano incrementi elevati del massimo valore di flicker Plt. Figura 37 - Cumulata crescente delle variazioni del P lt rilevate sui siti rete kv Figura 38 - Cumulata crescente delle variazioni del P lt rilevate sui siti rete kv 60

61 Variazioni della tensione I livelli minimi e massimi del valore della tensione efficace sono riportati nella Tabella 25. Tensione nominale (kv) Tensione esercizio (kv) Livelli minimo e massimo della tensione efficace definiti per il 95% del tempo in condizioni di esercizio normale (kv) Minimo (Vmin95) Massimo (Vmax95) Livelli minimo e massimo della tensione efficace definiti per il 100% del tempo in condizioni di esercizio normale o di allarme (kv) Minimo (Vmin100) Massimo (Vmax100) Livelli minimo e massimo della tensione efficace definiti in condizioni di emergenza o di ripristino (kv) Minimo (Vmin) Massimo (Vmax) Tabella 25 - Livelli minimo e massimo del valore della tensione efficace Dall analisi dei risultati ottenuti dal monitoraggio, si è potuto constatare che: Limiti definiti per il 95% del tempo: o in tutte le settimane monitorate almeno 5 SM hanno registrato valori di tensione fuori dai limiti previsti; o il numero massimo di SM fuori dal limite per settimana è pari a 22. Limiti definiti per il 100% del tempo: o Per 47 settimane vi è almeno uno SM che ha registrato valori di tensione fuori dai limiti previsti. o il numero massimo di SM fuori dal limite per settimana è pari a 5. Limiti definiti per il 100% del tempo in condizioni di emergenza o ripristino 12 : o per 10 settimane vi è almeno 1 SM ha registrato valori di tensione fuori dai limiti per previsti; o il numero massimo di SM fuori dal limite per settimana è pari a Variazioni della frequenza I livelli minimi e massimi del valore della frequenza in condizioni normali o di allarme sono compresi nell intervallo 49,9 50,1 Hz (continente), con esclusione della Sardegna e della Sicilia dove l intervallo è pari al 49,5 50,5 Hz. 12 Rientrano in tale fattispecie le azioni programmate ai fini della sicurezza (prove di riaccensione). 61

62 Dall analisi dei risultati ottenuti si è potuto costatare che vi sono 23 settimane in cui almeno uno SM ha registrato valori di frequenza al di fuori del limite del ± 0,1 Hz mentre nessuno SM della Sardegna ha registrato valori di frequenza al di fuori del limite del ± 0,5 Hz. I massimi e minimi valori di frequenza registrati sono pari a: 50,10 Hz e 49,90 Hz per il continente; 50,34 Hz e 49,88 Hz per la Sardegna. Riepilogo confronto livelli misurati con target 2017 Nella Tabella 26 seguente si confrontano i valori attesi degli indicatori di qualità della tensione con i valori registrati nel VALORI ATTESI 2017 VALORI REGISTRATI 2017 Parametro Livello di Tensione Livello di Tensione 380kV 220kV kV 380kV 220kV kV Variazione Tensione Vedi Tabella 20 Vedi paragrafo Variazione Frequenza Numero buchi di tensione monofase (*) Numero buchi di tensione polifase (*) Distorsione armonica totale della tensione Asimmetria della tensione in condizioni normali o di allarme nell intervallo o 49,9 50,1 Hz per il continente o 49,5 50,5 Hz per la Sardegna e la Sicilia in condizioni di emergenza o di ripristino la frequenza può variare tra 47,5 Hz e 51,5 Hz. Vedi paragrafo (200) 10 (200) 15 (400) 1 (20) 0 (25) 5 (125) 3 (50) 6 (100) 9 (250) 1 (25) 2 (33) 3 (58) 3% 6% 6% 2.59% 4.19% 4.19% 2% 4% 4% 0.98% 3.80% 6.50% Flicker P st 1 p.u. 4 p.u. 6 p.u p.u p.u p.u. Flicker P lt Non definito Non definito Non definito 1.37 p.u p.u p.u. (*) Il valore si riferisce al numero di buchi con tensione residua inferiore al 70% e di durata superiore a 500 ms, mentre quello fra parentesi si riferisce ai buchi con tensione residua inferiore al 90% e di qualsiasi durata relativo al sito che ha misurato il maggior numero di buchi di tensione per ciascun livello di tensione. Tabella 26 - Confronto livelli misurati con target

63 Monitoraggio microinterruzioni Clienti finali AAT/AT L articolo 23 del TIQTRA istituisce una fase di monitoraggio delle microinterruzioni sui siti dei clienti finali AAT o AT. La rilevazione delle microinterruzioni per ogni cliente finale AAT o AT, che ha aderito alla fase di monitoraggio e ha installato un proprio SM, è effettuato da Terna e decorre dal 1 luglio 2017 ed ha durata biennale. Terna rende disponibili ad ogni Cliente finale AAT o AT che partecipa al monitoraggio, i dati relativi alle microinterruzioni che lo hanno interessato tramite un applicativo web denominato MICAT Monitoraggio Interruzioni Clienti AT. Alla fase di monitoraggio, avviata a partire dal 1 luglio 2017, hanno aderito cinque Clienti finali AAT/AT che hanno provveduto all installazione di uno SM che ha i requisiti di misura dei parametri della qualità della tensione corrispondenti alla classe A indicata dalla CEI EN con una precisione non inferiore allo 0,5%. I livelli di tensione sui quali sono stati installati gli SM sono indicati in Tabella 27 mentre la collocazione geografica sul territorio nazionale è riportata in Tabella 28: Livello Tensione SM installati 380 kv kv kv kv 1 60 kv 0 Totale 5 Tabella 27 - Ripartizione per livello di tensione degli Strumenti installati Area Territoriale Numero e ubicazione dei SM Nord Ovest Nord Est Centro Sud 2 (Cuneo, Cagliari) 2 (Udine, Verona) 1 (Potenza) Tabella 28 - Ripartizione per area territoriale degli Strumenti installati 63

64 I risultati della campagna di misura effettuata da Terna sono relativi alle microinterruzioni aggregate per fasce di durata e tensione residua, secondo la normativa CEI-EN Si precisa che, come previsto nel TIQTRA, ai fini della registrazione delle microinterruzioni non sono state conteggiate le microinterruzioni che accadono entro sessanta minuti da una precedente o successiva interruzione, lunga o breve, o microinterruzione. La Tabella 29 di seguito riportata riassume le microinterruzioni registrate nel periodo 1 luglio dicembre 2017 sui Clienti finali AAT o AT che hanno aderito al monitoraggio. Numero Microinterruzioni Tensione Durata residua [%] ms ms 0,5-1 s 1-5 s 5-60 s Totale [90-80] [80-70] [70-40] [40-5] [5-0] [Totale] Tabella 29 - Ripartizione delle microinterruzioni in funzione della durata e della tensione residua Da un analisi della Tabella 29 risulta essere stata registrata una sola microinterruzione lunga e profonda (con durata superiore a 500 ms e tensione residua inferiore al 70%). 7. VERIFICA DELLA POTENZA DI CORTO CIRCUITO In ottemperanza a quanto originariamente richiesto dall art. 34 comma 3 della Delibera dell Autorità n.250/04, Terna a partire dal 2006 ha reso disponibili sul proprio sito internet i valori minimi e massimi convenzionali della potenza di cortocircuito per i siti degli Utenti direttamente connessi alla Rete Trasmissione Nazionale. In particolare è richiesto, al Capitolo 11 Codice di Rete (paragrafo ), di verificare che il valore della potenza di corto circuito, determinata in esercizio normale, per ciascun sito sia superiore o uguale al valore minimo convenzionale per il 95% del tempo. 64

65 Per verificare il rispetto di questa indicazione, è stata eseguita una simulazione di cortocircuito in una situazione tipica di funzionamento della rete, vale a dire l assetto del sistema elettrico in corrispondenza della punta di carico invernale (convenzionale) dell anno, coincidente con il terzo mercoledì di gennaio (in questo caso il 17/01/2017 alle ore 10:30). I valori di potenza di corto circuito rilevati sono stati quindi confrontati con quelli pubblicati sul sito internet. Il confronto è stato concentrato sui nodi rappresentativi degli impianti di utenti della rete rilevante. Il risultato è stato il seguente: i valori di Pcc calcolati a partire dalla ricostruzione citata sono risultati superiori ai valori minimi convenzionali nel 99% delle situazioni. Nella Tabella 30 sono riportati i nodi della rete nei quali la condizione di minimo non viene rispettata. Si tratta nella maggior parte dei casi di assetti transitori della rete o della produzione (al contorno dell impianto), che ha determinato il valore di Pcc ridotto. Inoltre nel documento Valori minimi e massimi convenzionali della corrente di cortocircuito e della potenza di cortocircuito della rete rilevante con tensione kv Anno 2017 pubblicato sul sito internet di Terna (disponibile al link seguente sono riportate a partire da quest anno sintetiche indicazioni di natura statistica sull andamento delle correnti di corto circuito sui nodi della rete rilevante. L innovativa metodologia adottata per l osservazione del comportamento della corrente di cortocircuito nel tempo, diversamente dal calcolo convenzionale, può dare informazioni riguardo la robustezza della rete e, in un lasso temporale sufficientemente elevato, può dare evidenza dell effettiva direzione verso cui si dirige la RTN in termini di robustezza e di potenza rotante in servizio. 65

66 VALORI DELLE CORRENTI E DELLE POTENZE DI CORTO CIRCUITO NEGLI IMPIANTI DELLA RETE A kv AGGIORNAMENTO APRILE 2018 Area Stazione Codice univoco utente Tensione Titolare Icc trifase massima Icc monofase massima Pcc massima trifase Pcc minima trifase convenzionale Sezione Nodo kv ka ka MVA MVA FIRENZE BENECETO BNFF_I1321 SUBNET RETE FIRENZE CALENZANO CALFTI1321 SUBNET TERNA FIRENZE CASTELLO CLFF_I1321 SUBNET R.F.I FIRENZE FAUGLIA FGFF_I1321 SUBNET RETE FIRENZE FORLI' RT FOFF_I1321 SUBNET RETE FIRENZE S.MICH. MO SMCFZI1321 SUBNET ENEL GREEN P FIRENZE SEF FERRAR EFEF_I1321 SUBNET SEF FIRENZE SEF FERRAR EFEF_I1322 SUBNET SEF FIRENZE SESTAIONE SESFZI1321 SUBNET ENEL GREEN P FIRENZE TORRITE TORFPI1321 SUBNET ENEL PRODUZI MILANO RONCOVALGR ROVMPI3801 SUBNET ENEL PRODUZI MILANO RONCOVALGR ROVMPI3804 SUBNET ENEL PRODUZI MILANO TURBIGO ST TBGMTI1321 SUBNET TERNA MILANO UT ALFA BS ALFM_I1321 SUBNET ALFA ACCIAI ROMA M.PRAND,FS MPXR_I1321 SUBNET R.F.I ROMA MONTORSO MSXR_I1321 SUBNET RETE ROMA N.MONT EDI SONRZI1321 SUBNET NERA MONTORO ROMA PIETRA.132 PFTRTI1321 SUBNET ENEL PRODUZI ROMA S.BENEDET. SBXRZI1321 SUBNET RETE ROMA TIC TICR_I1321 SUBNET TIC ROMA TIC ALL. TIKRDI1321 SUBNET TERNA ROMA TORRICOLA TOXR_I1321 SUBNET RETE TORINO ACCE.CP ACET_I1321 SUBNET ENEL DISTRIB TORINO ACCEGLIO C ACCTPI1321 SUBNET ENEL PRODUZI TORINO ANDONNO CE ANDTPI1321 SUBNET ENEL PRODUZI TORINO ANDONNO CP ANCTDI1321 SUBNET ENEL DISTRIB TORINO BUZZI UNIC PRET_I1321 SUBNET BUZZI UNICEM TORINO CREVOLA D. CRDTPI1321 SUBNET ENEL PRODUZI TORINO CUNEO FCNT_I1321 SUBNET RETE TORINO DEMONTE DEMTZI1321 SUBNET ENEL PRODUZI TORINO DRONERO CE DROTPI1321 SUBNET ENEL PRODUZI TORINO DRONERO CP DRCTDI1321 SUBNET ENEL DISTRIB TORINO GRESSONEY GRETZI1321 SUBNET C.V. ACQUE TORINO MONTESTRUT MONTTI132A SUBNET TERNA

67 VALORI DELLE CORRENTI E DELLE POTENZE DI CORTO CIRCUITO NEGLI IMPIANTI DELLA RETE A kv AGGIORNAMENTO APRILE 2018 Area Stazione Codice univoco utente Tensione Titolare Icc trifase massima Icc monofase massima Pcc massima trifase Pcc minima trifase convenzionale Sezione Nodo kv ka ka MVA MVA TORINO P.MARM.CE PMMTPI1321 SUBNET ENEL PRODUZI TORINO P.MARM.CP PMCT_I1321 SUBNET ENEL DISTRIB TORINO PIETRAPORZ PTPTPI1321 SUBNET ENEL GREEN P TORINO PS.MART.CP PSNTDI1321 SUBNET DEVAL TORINO ROBILANTE ROBTDI1321 SUBNET ENEL DISTRIB TORINO S.DAMIANO SDMTPI1321 SUBNET ENEL PRODUZI TORINO S.GIORGIO SGGTDI1321 SUBNET ENEL DISTRIB TORINO S.ROCCO CN SRCTTI1321 SUBNET TERNA TORINO S.ROCCO CN SRCTTI132A SUBNET TERNA TORINO S.ROCCO CP SRDT_I1321 SUBNET ENEL DISTRIB TORINO VINADIO CE VIDTPI1321 SUBNET ENEL GREEN P TORINO ZUINO ZUITZI1321 SUBNET C.V. ACQUE Tabella 30 Valori delle correnti e delle potenze di c.c. negli impianti della rete a kv 8. SERVIZI DI INTERROMPIBILITÀ E DI RIDUZIONE ISTANTANEA DEI PRELIEVI DI ENERGIA ELETTRICA PER LA SICUREZZA Le interruzioni gestite nell ambito del servizio di interrompibilità sono computate come interruzioni solo nel caso accidentale in cui provochino interruzione ad altri utenti della rete diversi da quelli che hanno sottoscritto i contratti di interrompibilità. Ricorso al servizio di interrompibilità e di riduzione istantanea dei prelievi nel corso dell'anno 2017 Il servizio di interrompibilità del carico e il servizio di riduzione istantanea dei prelievi nelle isole maggiori (Sicilia e Sardegna), consentono a TERNA di disporre di una quantità di potenza interrompibile da utilizzare per il mantenimento della sicurezza di funzionamento e per la prevenzione di condizioni di rischio del sistema elettrico nazionale. Nella Tabella 31 si riporta il numero degli impianti che hanno prestato il servizio di interrompibilità per l anno 2017 (dato aggiornato a dicembre 2017) nonché quelli che hanno 67

68 prestato il servizio di riduzione istantanea dei prelievi nelle isole maggiori e la relativa potenza contrattuale. Numero Impianti Potenza Contrattualizzata [MW] Interrompibilità istantanea Riduzione istantanea dei prelievi - Sicilia Riduzione istantanea dei prelievi - Sardegna Totale Tabella 31 Impianti con servizio di interrompibilità e potenza contrattuale 9. CONTRATTI PER LA QUALITÀ PER GLI UTENTI DELLA RTN In base all articolo 21.3 del TIQTRA, Terna e un Utente AT o più Utenti AT in forma associata, possono stabilire contratti per la qualità aventi le caratteristiche indicate nel Titolo 9 della Parte I del TIQE INCIDENTI RILEVANTI In ottemperanza al Capitolo 11 del Codice di Rete, Terna invia all Autorità un rapporto per ogni incidente rilevante sulla RTN. Il rapporto contiene una descrizione dettagliata dell evento con l indicazione degli effetti, delle azioni messe in atto per fronteggiare la situazione e ridurre le conseguenze dell incidente nonché l allocazione delle responsabilità. Si riporta di seguito una sintesi degli incidenti rilevanti occorsi nell anno Incidente Rilevante Area Territoriale di Roma del gennaio 2017 Descrizione degli eventi: Nei giorni 16 e 17 gennaio 2017 le regioni Abruzzo e Marche sono state investite da forti ed incessanti nevicate anche a basse quote che, in concomitanza ai forti venti ed alle rigide 13 Dato aggiornato a dicembre 2017 pertanto il quantitativo indicato non tiene conto dell ulteriore assegnazione di 500 MW per il periodo gennaio-marzo 2017 e 19 giugno-31 luglio Testo integrato della regolazione output-based dei servizi di distribuzione e misura dell energia elettrica per il periodo di regolazione (Allegato A alla Delibera n. 646/2015/R/eel). 68

69 temperature, hanno determinato la formazione di manicotti di neve/ghiaccio di notevoli dimensioni, comportando una sollecitazione meccanica oltre i limiti di progetto su numerosi elettrodotti con conseguenti importanti danni, anche strutturali. Oltre a ciò, le condizioni della viabilità delle strade e soprattutto le difficoltà di accesso per eseguire ispezioni lungo gli asset di competenza per raggiungere i punti di guasto (gli impianti Terna sono tipicamente collocati lontani dalle viabilità principali), hanno rallentato ed ostacolato le operazioni di individuazione e risoluzione dei guasti. Le condizioni sopra descritte, infatti, non hanno colpito solo le reti elettriche ma hanno provocato forte disagio generale, di cui hanno risentito molto anche le squadre di pronto intervento. Altresì è risultato molto difficoltoso, per le condizioni meteo, l utilizzo in volo anche degli elicotteri. Di seguito si riportano i dati relativi all incidente rilevante: Energia non fornita netta = 843,49 MWh 15. Elemento di rete origine della disalimentazione: principalmente Linee. Titolare elemento di rete origine della disalimentazione: principalmente Terna. Classificazione AEEGSI (1 e 2 livello): principalmente 2FM-30R. Incidente Rilevante Area Territoriale di Milano del 30 novembre 2017 Descrizione degli eventi: Il giorno 30 novembre 2017 si verificava, a seguito di un guasto fase-terra, l intervento delle protezioni distanziometriche delle linee a 132 kv n.761 CS Lonato CP Calcinato e n.102 S/E Lonato - CS Lonato con successiva richiusura rapida automatica positiva e conseguente disalimentazione transitoria dell utente Feralpi. Successivamente la Sala Controllo e Conduzione di Terna (CCT) veniva informata dall Utente Feralpi della presenza di un arco elettrico su un conduttore nei pressi del loro impianto. A seguito di tale comunicazione, al fine di estinguere il guasto e permettere la messa in sicurezza della linea, si eseguivano le manovre per disalimentare in maniera definitiva e sicura lo stabilimento dell utente Feralpi. 15 Valore senza applicazione della funzione di limitazione di cui alla tabella 1 del TIQTRA. 69

70 L ispezione, a cura e-distribuzione, ha riscontrato il danneggiamento del sezionatore della linea CS Lonato Ut. Feralpi, di proprietà della stessa. Completata la riparazione del componente da parte di e-distribuzione, il tronco di linea danneggiato veniva restituito all esercizio con ripristino dell alimentazione all utente. Di seguito si riportano i dati relativi all incidente rilevante: Energia non fornita netta = 749,97 MWh 16. Elemento di rete origine della disalimentazione: stallo linea. Titolare elemento di rete origine della disalimentazione: e-distribuzione. Classificazione AEEGSI (1 e 2 livello): 3CE-50S. 11. INTEGRAZIONE DEL RAPPORTO CON ALTRI OUTPUT Nei successivi paragrafi sono riportate le seguenti informazioni secondo quanto previsto all articolo 42 del TIQTRA: a) l elenco delle attività propedeutiche alla regolazione output based di cui al comma 39.1 del TIQTRA eseguite da Terna (cfr. par. 11.1); b) l elenco dei contributi pubblici richiesti, aggiudicati e effettivamente ricevuti, con indicazione dei relativi soggetti e strumenti di finanziamento o co-finanziamento (cfr. par.11.2); c) la capacità di trasporto winter peak annuale (orientata) prevista per l anno precedente e l anno corrente per ciascun confine o ciascuna sezione tra zone della rete rilevante (cfr. par.11.3) d) la capacità di trasporto media resa disponibile in sede di mercato del giorno prima, sull arco dell anno precedente e con appropriate differenziazioni per i diversi periodi dell anno (cfr. par.0); e) l indicazione delle cause di eventuali riduzioni o indisponibilità della capacità di trasporto (ad esempio: indisponibilità accidentale di componenti di rete) (cfr. 11.5); 16 Valore senza applicazione della funzione di limitazione di cui alla tabella 1 del TIQTRA. 70

71 f) la descrizione delle indisponibilità rilevanti di capacità di trasporto, individuate come indisponibilità superiori a 1000 MW per 100 ore (quindi una riduzione in energia trasportabile equivalente maggiore di 100 GWh) (cfr.11.6). Elenco delle attività eseguite di cui al comma 39.1 del TIQTRA Nel seguito si riportano i due documenti elaborati principalmente nel 2017 con indicazione del titolo del documento, di una breve descrizione dei contenuti, la data di riferimento e il collegamento al sito Terna dove è disponibile il documento. 1) Titolo del documento: Allegato A.74 al Codice di Rete Metodologia Analisi Costi Benefici ACB 2.0 Data di pubblicazione: 29 dicembre Descrizione: il documento descrive la metodologia Analisi Costi-Benefici 2.0, denominata ACB 2.0, per la valutazione delle infrastrutture della rete elettrica di trasmissione nazionale (RTN) link: 2) Titolo del documento: Documento di Descrizione degli Scenari, edizione Data di pubblicazione: 31 gennaio 2018 Descrizione: il documento descrive gli scenari per il Piano di Sviluppo 2018 della RTN di cui al punto 3 della deliberazione 627/16/R/EEL. link: Elenco dei contributi pubblici Negli ultimi anni Terna ha notevolmente incrementato le attività finalizzate al percepimento di contributi pubblici, costituiti prevalentemente da fondi comunitari. Di seguito (Tabella 32) un breve riepilogo dei vari strumenti di finanziamento utilizzati con i relativi progetti con impatto sull anno solare In data 5 febbraio 2018 è stato ripubblicato sul sito Terna l allegato A.74 aggiornato, come previsto al punto 7 della Deliberazione 856/2017/R/EEL. 71

72 Programma Macro-Descrizione Anno Decreto/decisi one CE Importo da Decreto/decisi one CE ( ) Anno di rendicontazion e (chiusura attività) Importo rendicontato ( ) Anno incasso Importo Importo incassato 2016 incassato 2017 ( ) ( ) Importo incassato totale ( ) INVESTIMENTI Soggetto Erogante AUDIT/CERTIFICAZIONE EEPR.2009-INTe-IT-SI SORGENTE-RIZZICONI / Comunità Europea Aprile 2017 (Audit); Febbraio 2018 (Report Audit) POR CAMPANIA POR 2015 CAMPANIA / Regione Campania Giugno 2016 (certificazione 1^ livello) POI Fasizzato POI MiSE Fasizzato MiSE PON (1^ parte) PON 2017 (1^ parte) MiSE PON (2^ parte) PON 2017 (2^ parte) MiSE POR SICILIA POR 2017 SICILIA Regione Sicilia HORIZON 2020 OSMOSE Comunità Europea PON RICERCA e INNOVAZIONE LIVING GRID MIUR COSTI OPERATIVI HORIZON 2020 SMART NET Comunità Europea TOTALE INVESTIMENTI e COSTI OPERATIVI Novembre 2017 (certificazione 1^ livello); Maggio 2018 (certificazione 2^ livello) Tabella 32 - Strumenti di finanziamento utilizzati e relativi progetti con impatto sull anno solare Piano europeo di ripresa economica (EERP) Nel dicembre 2008, il Consiglio europeo ha approvato un "Piano europeo di ripresa economica" (EERP) proposto dalla Commissione europea. Il piano è stato dotato di un bilancio di 200 miliardi di euro per attuare una serie di misure volte a sostenere la ripresa dell'economia europea dopo la crisi finanziaria e a stimolare gli investimenti europei. Il Consiglio ha chiesto alla Commissione di elaborare strategie settoriali più dettagliate per il settore dell'energia. La Commissione ha proposto una strategia economica "per sostenere finanziariamente progetti energetici innovativi", che ha portato al programma energetico europeo per la ripresa (EEPR) (regolamento 663/2009). Questo programma è stato adottato con regolamento nel luglio 2009 ed è entrato in vigore il 1 agosto Esso stabilisce un piano per incentivare progetti in tre settori energetici: interconnettori di gas ed elettricità, energia eolica e CCS (Carbon Capture and Storage). La Commissione europea ha selezionato i progetti ai quali è stato concesso un finanziamento ai sensi del regolamento EEPR. In particolare, a Terna è stato riconosciuto il finanziamento di una quota parte dell elettrodotto Sorgente - Rizziconi, pari a 110 milioni di Euro. Il nuovo elettrodotto unisce la Sicilia con il resto dell Italia, incrementando la sicurezza dei transiti fra Sicilia e Continente. Tale contributo è stato incassato in due tranche tra 2016 e

73 POR FESR Campania Il Programma Operativo Regionale (POR) della Regione Campania è il documento di programmazione che costituisce il quadro di riferimento per l'utilizzo delle risorse comunitarie del Fondo Europeo Sviluppo Regionale (FESR) per garantire la piena convergenza della Campania verso gli obiettivi europei. Il Programma ha definito la strategia di crescita regionale individuando sette Assi prioritari di intervento. Il terzo di tali Assi, denominato Energia, è stato dedicato al bilancio energetico regionale, che vede un deficit di produzione rispetto ai consumi, con particolare riferimento all esigenza di aumentare la quantità di energia rinnovabile disponibile in rete e la sostenibilità ambientale dell uso della risorsa energetica. Tale obiettivo è perseguito anche incentivando prioritariamente l efficientamento delle porzioni della rete elettrica in Campania, al fine di consentire una maggior immissione in rete di energia prodotta da impianti rinnovabili e una gestione ottimale degli stessi. Relativamente a tale programma, Terna ha presentato un progetto di efficientamento ed upgrade tecnologico di una porzione di RTN, attraverso l installazione di conduttori ad alto contenuto tecnologico e di sistemi innovativi quali i Dynamic Termal Rathing (DTR) che, mediante l analisi di dati ambientali e di temperatura dei conduttori rilevati sugli elettrodotti e la loro trasmissione a distanza, consentono un esercizio dinamico della porzione di rete su cui sono installati, a beneficio anche della generazione rinnovabile e distribuita. Tale progetto ha generato un incasso totale pari ad Euro di cui Euro incassati nel Programma Operativo Interregionale Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico Il Programma Operativo Interregionale Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico (POI Energia), gestito dal MiSE ha incentivato interventi a favore dell efficientamento, risparmio energetico e produzione di energia da fonti rinnovabili in Calabria, Campania, Puglia e Sicilia (le Regioni italiane dell Obiettivo Convergenza nell ambito della programmazione ). Il POI è stato finanziato da fondi comunitari ed è stato il risultato di un lavoro di 73

74 concertazione tra lo stesso MiSE, il Ministero dell Ambiente, le suddette 4 regioni ed un nutrito partenariato economico e sociale. L ammontare complessivo delle risorse assegnate al POI comprende risorse comunitarie FESR (Fondo Europeo per lo Sviluppo Regionale) pari a Euro Relativamente a tale programma, Terna ha presentato sei progetti di efficientamento e sviluppo di porzioni della RTN nelle predette quattro Regioni, che hanno dato luogo ad incassi per oltre 56 milioni di euro in anni precedenti al Inoltre, due dei suddetti sei progetti ( POI MiSE Campania e Stazione elettrica di Benevento III ) sono stati oggetto di richiesta di fasizzazione al MiSE, ovvero di suddivisione dei rispettivi costi tra due successivi periodi di programmazione dei fondi strutturali europei ( e ). I costi delle seconde fasi di tali due progetti, rendicontati al MiSE a valere sul PON MiSE Imprese e Competitività , nel 2017 hanno dato luogo ad incassi pari ad Euro PON MiSE Imprese e Competitività e POR FESR Sicilia Il Programma Operativo Nazionale (PON) Imprese e Competitività (I&C) interviene con una dotazione complessiva di circa 2,3 miliardi di euro (di cui 1,67 miliardi FESR e 640,5 milioni di euro di cofinanziamento nazionale) per il rafforzamento delle imprese del Mezzogiorno, in una logica di riequilibrio territoriale e di convergenza Mezzogiorno-Centro- Nord. Il Programma intende accrescere gli investimenti nei settori chiave nelle Regioni meno sviluppate (Basilicata, Calabria, Campania, Puglia, Sicilia) e in quelle in transizione (Abruzzo, Molise, Sardegna) contribuendo all'obiettivo di portare il peso relativo del settore manifatturiero sul PIL europeo dal 15,6% del 2011 al 20% entro il 2020 e sostenere così un duraturo processo di sviluppo dell intero Sistema imprenditoriale del Paese. Il PON I&C si articola su quattro obiettivi tematici (OT), nell ambito dei quali l OT si prefigge di sostenere la transizione verso un economia a basse emissioni di carbonio in tutti i settori. Terna, in risposta ad un Invito a manifestare interesse pubblicato dal MiSE in data 15 Giugno 2017 a valere sulle risorse del PON I&C FESR Azione Realizzazione di reti 74

75 intelligenti di distribuzione dell energia (smart grids) e interventi sulle reti di trasmissione strettamente complementari e volti ad incrementare direttamente la distribuzione di energia prodotta da fonti rinnovabili, introduzione di apparati provvisti di sistemi di comunicazione digitale, misurazione intelligente e controllo e monitoraggio, come infrastruttura delle città e delle aree periurbane, ha presentato tra luglio ed agosto 2017 n. 14 progetti per l ammissione a contribuzione pubblica. L ammontare complessivo dei quattordici progetti presentati è risultato pari ad Euro e tutti i progetti sono stati reputati ammissibili dal MiSE a febbraio 2018 con un intensità di aiuto pari al 100% dei costi previsti. Con riguardo a tali progetti, dodici sono già stati ammessi a contribuzione e a giugno 2018 risultano emessi anche i relativi decreti di concessione delle agevolazioni da parte del MiSE, per un totale di Euro I rimanenti due progetti, per un totale di Euro , già reputati ammissibili, verranno finanziati dalla Regione Siciliana all interno del proprio POR FESR Azione con appositi decreti di concessione delle agevolazioni, che a giugno 2018 risultano in corso di predisposizione. Il POR FESR della Regione Siciliana è stato costruito sulla base di un analisi dei bisogni rilevanti, dei problemi e delle opportunità che caratterizzano la Regione Siciliana, con il coinvolgimento del territorio attraverso un percorso di consultazione pubblica. Il POR Sicilia , nel dettaglio, si articola in 10 Assi prioritari, fra i quali l Asse Prioritario 4 - Energia Sostenibile e Qualità della Vita prevede contributi pubblici per progetti in grado di incrementare la quota di fabbisogno coperta da energia rinnovabile, anche attraverso lo sviluppo, l efficientamento e l upgrade tecnologico delle reti elettriche Horizon 2020 Horizon 2020, con una disponibilità di circa 80 miliardi di euro di finanziamenti per il periodo , è ad oggi il più grande programma mai realizzato dall'unione europea (UE) per la ricerca e l'innovazione, volto a trasferire le grandi idee dal laboratorio al mercato. 75

76 Horizon 2020, grazie al sostegno politico dei leader d'europa e dei membri del Parlamento europeo, è stato posto al centro della strategia Europa 2020 per una crescita intelligente, sostenibile e inclusiva, con la consapevolezza che l'investimento sulla ricerca e sull'innovazione sia essenziale per il futuro dell'europa. Horizon 2020 sta contribuendo al raggiungimento di questo obiettivo associando la ricerca all'innovazione e concentrandosi su tre settori chiave: eccellenza scientifica, leadership industriale e sfide per la società. L'obiettivo è assicurare che l'europa produca una scienza e tecnologia di classe mondiale in grado di stimolare la crescita economica. Nell ambito del programma in oggetto, Terna ha presentato due progetti: - OSMOSE «Optimal System-Mix Of flexibility Solutions for European electricity» (presentato nel 2017) a valere sul bando LCE che ha ottenuto un finanziamento pari a Euro. L obiettivo è quello di identificare e dimostrare la fattibilità tecnica di un mix «ottimo» di soluzioni di flessibilità in grado di massimizzare l efficienza tecnico-economica del sistema elettrico europeo garantendone sicurezza e affidabilità. E stato presentato in partenariato da un ampio consorzio composto da 33 partners di 8 diversi Stati della UE con capofila la società RTE. Terna ha il ruolo di leader del Word Package 5 (uno dei quattro dimostratori su situazioni di rete reali) denominato Multiple services provided by grid devices, large demand-response and RES generation coordinated in a smart management system. - Smart Net che ha ottenuto un finanziamento pari a Euro. Il progetto si propone di fornire strumenti ottimizzati per migliorare il coordinamento tra TSO e DSO nonché l osservabilità e controllabilità delle reti MT, al fine abilitare la partecipazione delle risorse energetiche distribuite alla fornitura di servizi ancillari. Nell ambito del progetto si realizzeranno anche tre progetti pilota dedicati all'analisi degli aspetti più specificamente implementativi, il pilota Italiano è collocato territorialmente in Valle Aurina, sotto la giurisdizione del DSO locale (Edyna). 76

77 Programma Operativo Nazionale Ricerca e Innovazione Il Programma Operativo Nazionale "Ricerca e Innovazione" è lo strumento con il quale l'italia contribuisce alla realizzazione della Politica di Coesione dell'unione Europea a favore delle proprie aree territoriali più svantaggiate. Il Programma, gestito dal Ministero dell'istruzione, dell'università e della Ricerca (MIUR), interessa le regioni in Transizione (TR): Abruzzo, Molise e Sardegna e le regioni in Ritardo di sviluppo (LD), Basilicata, Campania, Calabria, Puglia e Sicilia, con una dotazione finanziaria complessiva di milioni di euro. Il PON Ricerca e Innovazione si sviluppa in coerenza con gli obiettivi strategici dei programmi europei Horizon 2020 e Cosme, in sinergia con la Strategia Nazionale di Specializzazione Intelligente (SNSI) e con i programmi operativi e le strategie regionali di specializzazione intelligente. Obiettivo prioritario del PON Ricerca e Innovazione è il riposizionamento competitivo delle regioni più svantaggiate allo scopo di produrre mutamenti di valenza strutturale per accrescere la capacità di produrre e utilizzare ricerca e innovazione di qualità per l'innesco di uno sviluppo intelligente, sostenibile e inclusivo. Gli ambiti di applicazione del programma sono dodici: Aerospazio, Agrifood, Blue Growth (economia del mare), Chimica verde, Design, creatività e made in Italy (non R&D), Energia, Fabbrica intelligente, Mobilità sostenibile, Salute, Smart, Secure and Inclusive Communities, Tecnologie per gli Ambienti di Vita, Tecnologie per il Patrimonio Culturale. In queste aree l'intenzione è quella di creare opportunità di sviluppo territoriale, incentivare la formazione di veri e propri "laboratori di innovazione", all'interno dei quali coltivare nuove conoscenze, talenti, imprenditorialità innovativa, opportunità di attrazione di competenze. In tale ambito, Terna, con altri partner (ENEA, RSE, CNR, e-distribuzione e EnSiEL), ha presentato il progetto Living Grid che è stato ammesso a finanziamento dal Miur per circa Euro Nel progetto si sfrutterà la Smart Polygeneration Microgrid (SPM) del Campus di Savona, livinglab per diverse configurazioni di rete con diverse tecnologie di sistemi di produzione, accumulo e carichi presenti, nella quale poter sia ricreare ed analizzare una rete locale per sperimentare l offerta di servizi di flessibilità al TSO e al DSO, sia studiare e validare nuove soluzioni volte a 77

78 migliorare l integrazione tra TSO e DSO stessi, anche grazie ad un nuovo protocollo di interfacciamento sviluppabile nell ambito del progetto. Capacità di trasporto winter peak Nel presente paragrafo vengono descritte le capacità di trasporto interne e di interconnessione ai confini. Per quanto riguarda la capacità di trasporto resa disponibile a rete integra tra le zone di mercato interne (incluse Corsica, Corsica AC e Malta), si riporta di seguito uno schema di dettaglio circa i valori di capacità calcolati annualmente da Terna relativamente al periodo invernale 2017 e previsti per l anno 2018 (Tabella 33 e Tabella 34): Tabella 33 - Capacità di trasporto invernale (MW) resa disponibile a rete integra tra le zone di mercato interne anno 2017 (1): tra parentesi valori SENZA i dispositivi di telescatto (2): nel caso di valori intermedi sono stati riportati i soli valori estremi 78

79 Tabella 34 - Capacità di trasporto invernale (MW) resa disponibile a rete integra tra le zone di mercato interne anno 2018 (1): tra parentesi valori SENZA i dispositivi di telescatto (2): nel caso di valori intermedi sono stati riportati i soli valori estremi In merito ai dettagli sulla metodologia di calcolo e ai valori di relativi a tali limiti di transito, si rimanda alle pubblicazioni effettuate da Terna e disponibili al seguente link: Relativamente alla capacità di trasporto winter peak a rete integra tra la zona di mercato Nord e le zone estere confinanti (zona Francia, Svizzera, Austria e Slovenia), il valore viene calcolato mediante un analisi di sicurezza su tutta la rete rilevante per l interconnessione contemporaneamente (e non per singolo confine). 79

80 Una volta identificato il valore di massimo import per la zona Nord dalle zone estere confinanti, questo viene suddiviso per singola frontiera mediante l applicazione di coefficienti di splitting. Tali valori vengono utilizzati quale base per l allocazione della capacità su base annuale e mensile a rete integra. Per quanto concerne l import, il valore effettivo di capacità reso disponibile al Mercato dell Energia viene ricalcolato quotidianamente mediante un processo coordinato con i TSO confinanti denominato D-2 Capacity Calculation Process in linea con quanto previsto dal Regolamento Europeo 2015/1222 ( Capacity Allocation and Congestion Management CACM ). Si riporta di seguito un dettaglio circa i valori di capacità calcolati annualmente da Terna relativamente al periodo invernale 2017 e previsti per l anno 2018 (Tabella 35 e Tabella 36). Per ulteriori dettagli si rimanda al link BORDER Capacità di trasporto con l estero anno 2017 (MW) Capacità di trasporto con l estero anno 2018 (MW) Francia Svizzera Austria Slovenia Totale Nord Tabella 35 - Capacità di trasporto in import resa disponibile a rete integra tra la zona di mercato Nord e le zone estere confinanti anno 2017 e 2018 BORDER Capacità di trasporto con l estero anno 2017 (MW) Capacità di trasporto con l estero anno 2018 (MW) Francia Svizzera Austria Slovenia Totale Nord Tabella 36 - Capacità di trasporto in export resa disponibile a rete integra tra la zona di mercato Nord e le zone estere confinanti anno 2017 e

81 In merito alla capacità di trasporto resa disponibile a rete integra tra la zona di mercato Brindisi e la zona estera Grecia, si riporta di seguito uno schema di dettaglio circa i valori di capacità calcolati annualmente da Terna relativamente al periodo invernale 2017 e previsti per l anno 2018 (Tabella 37 e Tabella 38): BORDER Capacità di trasporto con l estero anno 2017 (MW) Capacità di trasporto con l estero anno 2018 (MW) Grecia Tabella 37 - Capacità di trasporto in import resa disponibile a rete integra tra la zona di mercato Brindisi e la zona estera Grecia anno 2017 e 2018 BORDER Capacità di trasporto con l estero anno 2017 (MW) Capacità di trasporto con l estero anno 2018 (MW) Grecia Tabella 38 - Capacità di trasporto in export resa disponibile a rete integra tra la zona di mercato Brindisi e la zona estera Grecia anno 2017 e

82 Capacità di trasporto media disponibile in sede di mercato del giorno prima (MGP) anno 2017 Per quanto riguarda l anno 2017, è stata calcolata la capacità media mensile resa disponibile (MW) per sezione nel Mercato del Giorno Prima (di seguito MGP) per ciascuna sezione di transito per le zone interne, comprese le zone virtuali estere di Corsica e Malta ed escluse le zone fra cui non è presente nessuna limitazione (CSUD-SUD, SICI-PRGP, SUD-BRNN, SUD- FOGN, SUD-ROSN): Sezione GEN FEB MAR APR MAG GIU LUG AGO SET OTT NOV DIC NORD-CNOR CNOR-NORD CNOR-CSUD CSUD-CNOR SUD-CSUD ROSN-SUD ROSN-SICI SICI-ROSN SICI-MALT MALT-SICI CNOR-CORS CORS-CNOR CORS-SARD SARD-CORS SARD-CSUD CSUD-SARD COAC-SARD SARD-COAC BRNN-SUD FOGN-SUD PRGP-SICI

83 Di seguito invece la capacità media resa disponibile (MW) per sezione nel Mercato del giorno prima con la frontiera estera: Sezione GEN FEB MAR APR MAG GIU LUG AGO SET OTT NOV DIC AT-IT CH-IT FR-IT SI-IT GR-IT IT-AT IT-CH IT-FR IT-GR IT-SI Focus indisponibilità capacità di trasporto In merito alle zone di mercato interne, le sezioni che sono risultate più impattate da limitazioni di capacità sono SudCentro Sud (3.387 ore di limitazione) e RossanoSud (1.242 ore di limitazione). Le cause maggiori di limitazione risultano essere indisponibilità per attività di sviluppo, rinnovo e manutenzione. Di seguito per le zone interne, esclusi i poli limitati di Brindisi, Foggia e Priolo e collegamenti AC con Malta e Corsica, si riporta la distribuzione delle ore di riduzione per causa, con il totale di ore di limitazione: SVILUPPO E RINNOVO 26% NORD-CNOR GUASTO 17% CNOR-NORD MANUTENZIONE 24% tot. 702 tot. 295 MANUTENZI ONE URGENTE 6% MANUTENZIONE 51% SVILUPPO E RINNOVO 62% MANUTENZIONE URGENTE 14% 83

84 CNOR-CSUD CSUD-CNOR GUASTO 28% GUASTO 20% SVILUPPO E RINNOVO 59% tot. 386 SVILUPPO E RINNOVO 43% tot. 527 MANUTENZIONE URGENTE 10% MANUTENZIONE 3% MANUTENZIONE URGENTE 12% MANUTENZIONE 25% SUD-CSUD GUASTO 1% ROSN-SUD GUASTO 2% MANUTENZIONE 22% SVILUPPO E RINNOVO 49% tot SVILUPPO E RINNOVO 74% tot MANUTENZIONE URGENTE 7% MANUTENZIONE 43% MANUTENZIONE URGENTE 2% ROSN-SICI MANUTENZIONE 36% tot SVILUPPO E RINNOVO 62% MANUTENZIONE URGENTE 2% 84

85 MANUTENZIONE URGENTE 2% SARD-CSUD GUASTO 5% SARD-CORS MANUTENZIONE 1% MANUTENZIONE URGENTE 3% tot. 612 tot MANUTENZIONE 98% SVILUPPO E RINNOVO 91% Si riportano di seguito anche le cause per quanto riguarda le riduzioni sulle interconnessioni con l estero: GUASTO 1% AT-IT MANUTENZIONE URGENTE 0% SVILUPPO E RINNOVO 36% CH-IT MANUTENZIONE 64% tot. 788 tot SVILUPPO E RINNOVO 99% MANUTENZIONE URGENTE 0% 85

86 FR-IT MANUTENZIONE 24% SVILUPPO E RINNOVO 66% tot. 630 MANUTENZIONE URGENTE 10% GR-IT MANUTENZIONE 23% GUASTO 77% tot L elenco di dettaglio sulle indisponibilità che hanno portato alla riduzione di capacità è disponibile nell Appendice A del presente documento. Descrizione indisponibilità rilevanti di capacità di trasporto per guasto Per il 2017 non si sono registrati eventi rilevanti relativi a guasti sulla capacità di trasporto in merito alle zone interne. Per quanto riguarda le interconnessioni con l estero invece, si evidenziano due guasti al cavo sottomarino Italia-Grecia che vengono descritti di seguito. Descrizione degli eventi: Il giorno 20 ottobre 2016 alle ore 05:55, è stato rilevato un guasto in linea, con conseguente attivazione da parte del CCT del pronto intervento. 86